Estudo da viabilidade de tornar um atelier de componentes têxteis 100 % renovável em termos energéticos até 2025

UMinho | 2021 Ana Isabel Ribeiro Cardoso Estudo da viabilidade de tornar um atelier de componentes têxteis 100 % renovável em termos energéticos até 2025 dezembro 2021 Ana Isabel Ribeiro Cardoso Estudo da viabilidade de tornar um atelier de componentes têxteis 100 % renovável em termos energéticos até 2025 Ana Isabel Ribeiro Cardoso Estudo da viabilidade de tornar um atelier de componentes têxteis 100 % renovável em termos energéticos até 2025 Dissertação de Mestrado Mestrado Integrado em Engenharia Biológica Ramo Tecnologia Ambiental Trabalho realizado sob a orientação de Luciana Jesus dos Santos Peixoto dezembro 2021 ii DIREITOS DE AUTOR E CONDIÇÕES DE UTILIZAÇÃO DO TRABALHO POR TERCEIROS Este é um trabalho académico que pode ser utilizado por terceiros desde que respeitadas as regras e boas práticas internacionalmente aceites, no que concerne aos direitos de autor e direitos conexos. Assim, o presente trabalho pode ser utilizado nos termos previstos na licença abaixo indicada. Caso o utilizador necessite de permissão para poder fazer um uso do trabalho em condições não previstas no licenciamento indicado, deverá contactar o autor, através do RepositóriUM da Universidade do Minho. Licença concedida aos utilizadores deste trabalho iii AGRADECIMENTOS A todos que, de forma direta ou indireta, tornaram possível a realização deste trabalho, os meus sinceros agradecimentos. De forma especial agradeço: À minha orientadora, Professora Luciana Peixoto, pelas suas indicações, críticas, sugestões e correções que contribuíram para o desenvolvimento deste trabalho. Agradeço também toda a disponibilidade, incentivo e atenção mostrados durante esta fase. À Engenheira Sílvia Parente, pela boa orientação, constante preocupação demonstrada, pelo incentivo, atenção e motivação durante todo o percurso na empresa. A toda a minha família, em especial aos meus pais e irmãos, por todo o afeto, amor e apoio durante toda a vida. Agradeço também pelos valores que me transmitiram e pela possibilidade de ter uma vida académica. Aos meus amigos, pela amizade, pela compreensão, pelo apoio durante toda a vida e pelo prazer de vos conhecer. Aos meus colegas de trabalho, pelo apoio técnico, pela amizade e pela orientação. À Universidade do Minho, pela oportunidade de integrar na vida académica. Ao Diogo, por fazer parte da minha vida. Agradeço toda a paciência, apoio, compreensão e encorajamento sempre demonstrados desde o dia que nos conhecemos e, em especial, nos momentos mais difíceis. A todos, o meu sincero obrigada. iv DECLARAÇÃO DE INTEGRIDADE Declaro ter atuado com integridade na elaboração do presente trabalho académico e confirmo que não recorri à prática de plágio nem a qualquer forma de utilização indevida ou falsificação de informações ou resultados em nenhuma das etapas conducente à sua elaboração. Mais declaro que conheço e que respeitei o Código de Conduta Ética da Universidade do Minho. v Estudo da viabilidade de tornar um atelier de componentes têxteis 100 % renovável em termos energéticos até 2025 RESUMO Nos dias de hoje a eletricidade é um bem essencial na vida das populações. Grande parte da produção de energia é gerada por processos que apresentam impactos negativos no meio ambiente, como a queima de combustíveis fósseis que leva à emissão de poluentes, ao consumo de recursos naturais, às alterações climáticas, ao aquecimento global, entre outros problemas graves. Desde o século XX, a procura por formas menos nocivas de produzir eletricidade tem crescido e, desde então, surgem as energias renováveis que começam a ganhar poder no mercado elétrico. Os benefícios ambientais e económicos destas formas de produção de energia impulsionaram o desenvolvimento das mesmas. Em Portugal, a primeira energia renovável a ser explorada em grande escala foi a energia hídrica, seguida da energia eólica. A energia solar tem vindo a conquistar posição no mercado elétrico mundial. A presente dissertação foi realizada com o objetivo de estudar a viabilidade de implementar formas de produção de energia por meios renováveis num atelier de componentes têxteis, de modo a garantir que o seu consumo energético seja 100 % renovável, focando-se no dimensionamento de uma central fotovoltaica, como primeiro passo para atingir este objetivo. Inicialmente, foi feita uma revisão bibliográfica sobre as energias renováveis, analisando o papel destas no mercado português e o enquadramento da legislação aplicável. De seguida, focou-se a investigação na energia fotovoltaica, onde foram abordados os tipos de sistemas, os equipamentos, como dimensionar um projeto e alguns conceitos importantes. Posteriormente, foi realizada uma avaliação ao recurso solar e ao recurso eólico da área envolvente. De seguida, avaliaram-se os consumos energéticos dos edifícios em estudo. Após identificar o local e estudar os consumos energéticos e a exposição solar, foram dimensionadas as centrais fotovoltaicas sem armazenamento e conectadas à rede pública. Para terminar, foi feita uma análise em termos económicos e foram apresentadas propostas futuras para atingir o objetivo. Foi também realizada uma matriz de aspetos e impactos ambientais associada à elaboração dos projetos em questão. Através do estudo económico, verificou-se que é necessário um investimento de 246700 € e 320815 € para Ponte de Lima e Penafiel, respetivamente. Quanto aos indicadores económicos, foi possível concluir que os projetos são economicamente viáveis, pois apresentam um payback inferior a 7 anos, VAL positivo e TIR superior à taxa mínima de atratividade. Palavras-chave: Autoconsumo; Dimensionamento; Energias Renováveis; Energia Solar; Módulos vi Feasibility study for making a textile component atelier 100 % renewable in terms of energy by 2025 ABSTRACT Nowadays, electricity is an essential asset in the population’s lives. A large part of energy production become of processes that impact the environment negatively, such as the burning of fossil fuels that lead to the emission of pollutants, consumption of natural resources, climate changes, global warming, among other serious problems. Since the XX century, the demand for less dangerous ways to produce electricity has grown and, since then, renewable energies have started to grow in the electricity market. The environmental and economic benefits of these forms of energy production led the renewable energies to develop. In Portugal, the first renewable energy to expand on a large scale was hydropower, pursued by wind energy. Solar energy has been gaining emphasis in the world electricity market. This dissertation was made with the objective of studying the feasibility of implementing forms of energy production by renewable ways, in order to guarantee that the energy consumption of the company is 100% renewable. This dissertation focuses on the dimensioning of a photovoltaic plant, as the first step to achieve the goal. Initially, a bibliographic search was carried out on renewable energies, as well as their role in the Portuguese market and a framework of the applicable legislation. Then, the research focused on the photovoltaic energy, where some important concepts were analyzed, such as the types of solar systems, photovoltaics equipment’s, how to dimension the project, among others. Afterwards, was performed an analysis of the solar and wind resource for the projects. Then was carried out a study about the energy consumption of the buildings for the photovoltaic installations. After identifying the location and studying energy consumption and sun exposure, the photovoltaic power plants were dimensioned. The project was scaled without storage and connected to the public grid. Finally, an analysis was carried out in economic terms and future proposals were made to achieve the main goal. A matrix of environmental aspects and impacts associated with the elaboration of the projects in question was also carried out. Through the economic evaluation, it was found necessary an investment of 246700 € and 320815 € for Ponte de Lima and Penafiel, respectively. As for the economic indicators, it was possible to conclude that the projects are economically viable, because the payback occur in less than 7 years, VAL is positive and TIR is higher than the minimum attractiveness rate. Keywords: Self-consumption; Dimensioning; Renewable Energies; Solar Energy; PV Modules vii ÍNDICE Índice ................................................................................................................................................ vii Lista de Figuras .................................................................................................................................. ix Lista de Tabelas ................................................................................................................................ xii Lista de Abreviaturas, Siglas e Acrónimos .......................................................................................... xiv 1 Introdução ................................................................................................................................. 1 1.1 Contexto e Motivações ....................................................................................................... 1 1.2 Objetivos ........................................................................................................................... 2 1.3 Estrutura da Dissertação .................................................................................................... 2 2 Energias Renováveis e Sustentabilidade Energética ..................................................................... 4 2.1 Energias Renováveis .......................................................................................................... 4 2.1.1 Energia Eólica ................................................................................................................ 5 2.1.2 Energia Solar ............................................................................................................... 10 2.1.3 Panorama Nacional de Geração de Energias Renováveis .............................................. 16 2.1.4 Armazenamento de Energia ......................................................................................... 18 2.2 Levelized Cost of Energy (LCOE) ....................................................................................... 22 2.3 Desempenho Energético dos Edifícios .............................................................................. 23 2.3.1 Conceito de Necessidades Energéticas quase Nulas (nZEB) ......................................... 25 2.4 Legislação e Planos Nacionais para a Eficiência Energética e Energias Renováveis ............ 27 2.4.1 O Acordo de Paris ........................................................................................................ 27 2.4.2 Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050 (RNC2050) ............................................. 27 2.4.3 Programas e Planos Nacionais de Ação ........................................................................ 28 2.4.4 Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC)................................................................... 29 2.4.5 Legislação Reguladora do Autoconsumo e Produção de Energias Renováveis ................ 31 3 Energia Solar Fotovoltaica ........................................................................................................ 33 3.1 Componentes do Sistema Solar Fotovoltaico .................................................................... 33 3.1.1 Painéis Fotovoltaicos .................................................................................................... 33 3.1.2 Inversores de Corrente ................................................................................................. 38 3.1.3 Estruturas de Fixação das Instalações de Centrais Fotovoltaicas ................................... 40 3.1.4 Cabeamento Elétrico .................................................................................................... 42 3.2 Comportamento da Radiação Solar na Superfície Terrestre ............................................... 43 3.2.1 Ângulos Solares ........................................................................................................... 44 xiv LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E ACRÓNIMOS A AC Corrente Alternada AM Massa de Ar APREN Associação Portuguesa de Energias Renováveis AQS Águas Quentes Sanitárias C CA Circuito Aberto CAES Armazenamento de Energia de Ar Comprimido CC Curto-Circuito CF Fluxos de Caixa CLT Cross Laminated Timber CO2 Dióxido de Carbono COP21 Conferência das Nações Unidas sobre as Mudanças Climáticas de 2015 CSP Energia Solar Térmica D DC Corrente Contínua DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia DHI Irradiação Horizontal Difusa DNI Irradiação Normal Direta E EPBD Diretiva do Desempenho Energéticos dos Edifícios ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energético F FDI Fator de Dimensionamento G GEE Gases de Efeito Estufa GHI Irradiação Horizontal Global I I Corrente ICC Corrente de Curto-Circuito IMPP Corrente no Ponto de Potência Máxima IRENA Agência Internacional de Energias Renováveis xv K KPI Indicador-Chave de Desempenho L LCOE Levelized Cost of Energy M MPP Ponto de Potência Máxima MPPT Rastreador do Ponto de Potência Máxima N nZEB Near Zero Energy Building P P2G Power-to-Gas PHS Pumped Hydroelectric Storage Pmáx Potência máxima PNAC Programa Nacional para as Alterações Climáticas PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis PNEC Plano Nacional de Energia e Clima PRI Período de Retorno do Investimento PV Fotovoltaico PVC Policloreto de Vinil Q QGBT Quadro Geral de Baixa Tensão R REN Redes Energéticas Nacionais RESP Rede Elétrica de Serviço Público RNC2050 Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050 S SAE Sistemas de Armazenamento de Energia SERUP Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção STC Standard Test Conditions T TEEH Turbina Eólica de Eixo Horizontal TEEV Turbina Eólica de Eixo Vertical TEMP Temperatura do ar tep Tonelada Equivalente de Petróleo xvi TIR Taxa Interna de Rendibilidade U UE União Europeia UPAC Unidade de Produção para Autoconsumo UPP Unidade de Pequena Produção V V Tensão VAL Valor Atual Líquido VCA Tensão de Circuito Aberto VMPP Tensão no Ponto de Potência Máxima η Eficiência 1 1 INTRODUÇÃO 1.1 CONTEXTO E MOTIVAÇÕES Até à década de 90, o tema das preocupações ambientais ainda era algo muito recente e pouco explorado, apesar dos esforços feitos para contrariar hábitos e mentalidades. Mais recentemente, devido às devastadoras situações que se têm vindo a sentir no Planeta Terra, os seres humanos começaram a adotar uma atitude mais preventiva e a optar por ações que apresentem um menor impacto negativo no meio ambiente, caminhando para uma sociedade mais sustentável. As empresas apresentam um papel crucial para atingir a sustentabilidade, sendo muito importante e urgente que estas tomem medidas para diminuir os impactos ambientais negativos, procurar fontes de energia mais verdes e fabricar produtos mais amigos do ambiente. Atualmente, a sociedade ainda explora a grande escala os recursos não renováveis que levam milhões de anos para se formar. O excessivo uso destes recursos tem levado a problemas ambientais, tendo como principais repercussões as alterações climáticas que conduziram ao aquecimento global, ao degelo nos polos, chuvas ácidas, intoxicação da atmosfera e, consequentemente, do meio ambiente. Por esta razão, a procura por métodos mais verdes para obtenção de energia tem sofrido uma crescente procura, denotando uma preocupação face aos problemas vivenciados. Estudos feitos acerca da possibilidade de obter um sistema global de energia 100 % renovável afirmam que não existem barreiras técnicas nem financeiras no caminho para o obter. O que levanta questões acerca de possíveis limitações ambientais (exposição solar variável ou irregularidade do vento, por exemplo). Com a tecnologia atual existente, estes problemas podem ser contornados, ao incorporar sistemas de armazenamento de energia ou vender o excedente produzido à rede [1]. No ano de 2019, Portugal destacou-se entre os Estados-Membros da União Europeia (UE) como o quarto país com maior consumo de eletricidade proveniente de fontes de energia renováveis. Ao adotar estes sistemas de obtenção de energia mais verdes, contribuímos para a redução das emissões de gases de efeito estufa (GEE), para a eliminação do uso dos combustíveis fósseis do sistema energético (nomeadamente petróleo e gás), para a criação de novos empregos, entre outros, levando a uma melhoria da sustentabilidade, da saúde e em termos socioeconómicos. A utilização de energias renováveis em substituição aos combustíveis fósseis é uma solução mais vantajosa porque são fontes inesgotáveis, apresentam um reduzido ou quase nulo impacto ambiental e não afetam a composição atmosférica nem o balanço térmico [2, 3]. 2 Os edifícios, durante o seu ciclo de vida, apresentam um grande impacto no ambiente, desde a extração e utilização dos materiais retirados da natureza para construção até à sua demolição e às energias necessárias para a manutenção do edifício. A procura por tornar os edifícios autossustentáveis e com menos impactos negativos no ambiente tem vindo a aumentar. O uso de energias renováveis para alimentar as necessidades energéticas dos edifícios também se tem tornado mais presente em Portugal, sendo que em setembro de 2020, 61% do total de geração de eletricidade foi proveniente de fontes de energia renovável [2, 4, 5]. Como parte do compromisso de reduzir as emissões de GEE e limitar o aumento da temperatura média global a 1,5 °C estipulados nos objetivos dos termos do Acordo de Paris, o grupo empresarial no qual o atelier de componentes têxteis se encontra inserido está motivado para desenvolver ações que procuram mitigar esse problema global. Acrescentando às preocupações ambientais a busca por um impacto mais positivo na sociedade, o grupo empresarial assumiu um compromisso que assenta no desenvolvimento sustentável. O projeto consiste num estudo de viabilidade de implementação de tecnologias capazes de captar energia proveniente de fontes renováveis e perceber de que forma até 2025 os ateliers conseguem dar resposta à ambição do grupo [6, 7]. 1.2 OBJETIVOS Esta dissertação tem como principal objetivo estudar de que forma é possível e viável tornar os edifícios de um atelier de componentes têxteis energeticamente autossustentáveis e que medidas devem ser adotadas para aumentar a eficiência energética dos mesmos. Após a análise das metodologias e tecnologias a adotar, foi realizado um estudo acerca do tempo de retorno do investimento e adoção de possíveis métodos de monitorização ( Key Performance Indicador (KPI)). Com este projeto, contribui-se para a escolha dos melhores métodos, quer em termos financeiros, quer em termos de eficiência. Destaca-se também como objetivo, responder positivamente à ambição do grupo empresarial nos prazos estipulados e contribuir de forma positiva para o ambiente, reduzindo os impactos negativos. 1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO Esta dissertação encontra-se organizada em 8 capítulos. 3 Neste primeiro capítulo foi feito um breve enquadramento do projeto, as motivações e os objetivos associados, bem como a estrutura adotada nesta dissertação. No segundo capítulo apresenta-se a revisão bibliográfica, onde é feita uma introdução temática relacionada com o projeto. No terceiro capítulo é feita uma análise mais aprofundada da energia solar fotovoltaica e é explicado o método utilizado para o dimensionamento dos projetos. No quarto capítulo encontra-se a análise dos consumos energéticos de ambos os edifícios, bem como a caracterização do recurso solar e do recurso eólico para os dois locais em estudo. No quinto capítulo são escolhidos os equipamentos, são dimensionadas as duas unidades de produção para autoconsumo (UPAC) de cada atelier e são apresentadas as propostas finais. No sexto capítulo é feita uma análise económica e uma análise ao desempenho das UPAC durante a sua vida útil. No sétimo e oitavo capítulo são identificadas possíveis propostas futuras para atingir o objetivo proposto para esta dissertação e as principais conclusões do estudo. 4 2 ENERGIAS RENOVÁVEIS E SUSTENTABILIDADE ENERGÉTICA 2.1 ENERGIAS RENOVÁVEIS De forma a contrariar o excessivo consumo de recursos não renováveis presentes no planeta, consumo este que conduziu a elevados níveis de poluição e destruição que por sua vez levaram a alterações climáticas graves, o setor das energias renováveis começou a desenvolver-se e a crescer. As energias renováveis provêm de recursos naturais que são ilimitados, pois são capazes de se regenerar de forma sustentável num curto período de tempo, para além de que não apresentam impacto negativo no planeta. A utilização destas fontes de energia acarreta inúmeras vantagens, destacando a diminuição ou até mesmo possível eliminação do uso de combustíveis fósseis (como o carvão, o gás natural, o petróleo) para geração de eletricidade, diminuição da emissão de GEE, redução no preço da energia elétrica no mercado de eletricidade, contribuição para o aumento da sustentabilidade ambiental e económica do país. Para além dos fatores ambientais, existem também os fatores populacionais, isto é, com o exponencial aumento da população, aumenta também o consumo de energia elétrica e, consequentemente, a necessidade de produzir mais de forma a atender às necessidades [8]. O atual cenário das energias renováveis começou a ser explorado em Portugal no final do século XX, especialmente devido à importância dos parques eólicos. Desde então, este ramo foi bastante examinado e estudado, sendo que atualmente existe uma elevada variedade de energias renováveis. As energias renováveis em comparação com as fontes de energia convencionais, apresentam um impacto positivo no meio ambiente e são muito importantes no que se refere ao conceito nZEB ( near zero energy building ), pois contribuem para um balanço energético nulo. Destacam-se [8, 9, 10]: • Energia eólica: proveniente da energia cinética do vento; • Energia solar: o sol é a fonte de energia; • Energia geotérmica: energia obtida através do calor que provém do interior da Terra; • Energia da biomassa: energia proveniente da matéria orgânica de origem vegetal e animal; • Energia hídrica: utiliza a energia da água para produzir eletricidade; • Energia das ondas e marés. A sociedade tem vindo a demonstrar uma maior preocupação pelo meio ambiente e a implementar ações que visam atingir o desenvolvimento sustentável (ao nível das três dimensões – sociedade, ambiente e economia), de modo a garantir uma boa qualidade de vida, mas sem comprometer as gerações futuras [11]. 5 2.1.1 ENERGIA EÓLICA A energia eólica utiliza a força do vento como fonte de energia primária e atualmente é das fontes de energia renováveis mais utilizada para produzir eletricidade. O vento é o movimento de massas de ar ao longo da superfície terrestre, gerado pelo aquecimento diferenciado das zonas da atmosfera e pela orografia do terreno [10]. A energia cinética do vento é transformada em energia elétrica através das pás dos aerogeradores presentes nas centrais eólicas que são acionadas pela força do vento, fazendo rodar o eixo do gerador, produzindo eletricidade. As centrais eólicas são instaladas em zonas montanhosas e junto à costa, no caso de Portugal, pois são locais onde a velocidade média anual do vento excede 6 m/s. Além dos parques eólicos localizados em terra (chamados onshore ), também podem existir centrais instaladas no mar ( offshore ). As últimas zonas referidas são caracterizadas por ventos fortes e constantes, possuem uma maior área disponível e as centrais apresentam um menor impacto visual [10]. Com o desenvolvimento da tecnologia, a diversidade de aerogeradores no mercado foi aumentando de modo a atender às distintas necessidades, como por exemplo, diferentes condições climáticas, características do local, impacto no meio ambiente e quantidade de energia produzida. Existem duas classificações de turbinas eólicas baseadas na posição do eixo de rotação da turbina, que são turbina eólica de eixo horizontal (TEEH) e turbina eólica de eixo vertical (TEEV). No caso da TEEV (Figura 1), o vento atinge o eixo de rotação da turbina perpendicularmente, enquanto que nas TEEH (Figura 2) o vento atinge paralelamente o eixo de rotação das pás. Quando comparados os dois tipos de turbinas, as TEEV apresentam um projeto mais simples e com menores investimentos, são equipamentos de menor porte, possuem necessidades de manutenção reduzidas, emitem níveis de ruído menores, apresentam um design rudimentar e são mais adequadas para zonas urbanas quando comparadas com as TEEH. Contudo, as TEEH são mais eficientes, apresentam maior potência, são mais comuns no mercado e ideais para zonas abertas e com ventos fortes [12, 13]. Figura 1. Exemplo de uma turbina eólica de eixo vertical (TEEV). Fonte: [12]. 6 Figura 2. Exemplo de uma turbina eólica de eixo horizontal (TEEH). Fonte: [12]. Desde o início do século XXI que a produção de eletricidade com origem eólica tem vindo a desenvolver-se de forma significativa em Portugal. Este desenvolvimento é um passo importante para atingir os objetivos traçados no Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC), contribuindo de forma positiva para o mix energético português. Com a aproximação do fim de vida útil das turbinas eólicas instaladas em Portugal no início deste século (a vida útil de uma turbina eólica encontra-se entre os 20 e os 25 anos) e com a evolução tecnológica dos equipamentos das energias renováveis nos últimos anos, esperase um maior contributo na produção de energia por fontes renováveis em Portugal. A substituição dos aerogeradores por outros mais modernos e com maior capacidade de produção terá uma influência muito positiva neste aspeto. A este processo de substituição de equipamentos por outros mais modernos e evoluídos dá-se o nome de repowering [9]. Como se pode verificar pela Tabela 1, a produção de energia elétrica em 2020 através de energia eólica foi cerca de 12 TWh, o que equivale a aproximadamente 25 % do consumo de eletricidade em Portugal, destacando-se como o terceiro país da Europa com maior incorporação de energia de base eólica [14, 15]. Tabela 1. Evolução da energia eólica em Portugal entre 2012 e 2020. Adaptado de: [14, 15] 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Produção energia eólica (GWh) 10260 12015 12111 11608 12474 12248 12617 13667 12364 % da energia eólica no consumo de eletricidade 22,0 23,3 22,9 22,1 20,7 20,6 21,2 25,7 25,3 7 Como se pode verificar pela Figura 3, no final de 2020 a capacidade total instalada de energia eólica onshore era aproximadamente 5400 MW. A capacidade instalada da energia eólica offshore ainda não é muito visível, contudo o primeiro parque eólico offshore instalado na costa portuguesa possui uma capacidade de 25 MW. A previsão para 2030 do PNEC é que a capacidade eólica instalada em Portugal seja de 9 GW, ou seja, aproximadamente mais 3 GW da capacidade de produção atual [9, 16]. Figura 3. Evolução da capacidade total instalada ( Ct ), expressa em MW, da energia eólica em Portugal, entre 2000 e 2020. Fonte: [16]. 2.1.1.1 IMPACTOS SOCIOAMBIENTAIS DA ENERGIA EÓLICA Uma correta avaliação dos impactos e das medidas de mitigação e um planeamento e monitorização da energia eólica atendendo a certos requisitos é muito importante, de forma a minimizar os impactos negativos, por vezes impercetíveis, que afetam o ambiente e a sociedade [17, 18]. Para além dos impactos associados às etapas do projeto das centrais eólicas, a extração da matéria-prima para construir os aerogeradores e o fim de vida dos mesmos pode trazer inconvenientes e alguns impactos ambientais. Com a crescente implantação das energias renováveis a nível global, a procura por componentes e matérias-primas também tem aumentado. As principais matérias-primas utilizadas na energia eólica incluem vários metais básicos, preciosos e secundários e materiais compostos como aço, concreto e polímeros. Como a quantidade de energia produzida depende maioritariamente do tamanho da turbina, construíram-se turbinas de maior porte (torres mais altas, pás 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ct / MW Energia eólica onshore Energia eólica offshore 14 Na Tabela 3 encontram-se inumeradas algumas vantagens e desvantagens dos sistemas acima mencionados [25, 26]. Tabela 3. Vantagens e desvantagens do sistema por circulação forçada e por termossifão. Fonte: [25, 26] Sistema VANTAGENS DESVANTAGENS Circulação forçada Permite a localização do depósito num lugar diferente do coletor solar; Permite a regulação da temperatura do sistema através da ação da bomba. Requer potência elétrica; Apresenta um custo mais elevado; Mais complexo. Termossifão Não necessita de potência elétrica; São sistemas simples; Apresentam baixo custo. Não permite que o depósito possa estar em qualquer lugar; Não permite a regulação da temperatura do depósito; Dificuldade de circulação em sistemas com maior dimensão. O aquecimento de um fluído em painéis solares térmicos é a utilização mais frequente de energia solar, pois trata-se de uma tecnologia fiável e económica. Em Portugal, verifica-se bastante o uso destes painéis no setor doméstico para aquecimento de águas sanitárias e, em maior escala, em piscinas, hotéis, hospitais, etc. [10, 23]. 2.1.2.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA A energia solar fotovoltaica (PV) transforma a radiação solar em eletricidade, com recurso a painéis solares fotovoltaicos. Estes painéis são compostos por células fotovoltaicas com materiais semicondutores, sendo os mais comuns compostos de silício. Os materiais que compõem os painéis solares são feitos de materiais sensíveis à radiação solar. A conversão da energia solar em energia elétrica ocorre com a transferência dos fotões da radiação incidente no painel para os eletrões presentes na estrutura da célula fotovoltaica, que ganham a capacidade de se movimentar, gerando corrente elétrica. Este efeito é chamado de efeito fotovoltaico, que é definido como “geração de corrente elétrica ou tensão elétrica a partir da exposição de um material semicondutor à luz visível. Ou seja, através desse processo é criada a energia elétrica” [27]. Existem duas espécies de sistemas fotovoltaicos, que dependem das suas características e aplicabilidade (Figura 10) [19, 25, 28]: 15 • Sistemas conectados à rede ( On-grid ): nestes sistemas, existe uma conexão da energia com a rede pública, no entanto a energia elétrica convencional disponível na rede elétrica é substituída pela captada nos painéis solares. Quando o sistema produz energia que não é consumida nas instalações, o excedente pode ser injetado na rede pública. Do mesmo modo, quando o sistema não produz energia suficiente para satisfazer as necessidades energéticas, a quantidade de energia necessária é abastecida pela rede pública. Este sistema abrange três categorias diferentes, sendo estas residencial, comercial e grande escala. • Sistemas isolados ( Off-grid ): sistemas maioritariamente usados em locais onde o custo de conexão à rede elétrica é muito elevado ou em locais remotos, onde não existe conexão com a rede. Como são sistemas independentes, não é necessário pagar o consumo de energia a entidades, pois toda a energia consumida é gerada pelo sistema fotovoltaico. Neste sistema é necessário incorporar baterias de forma a armazenar a energia que não é consumida para posteriormente ser utilizada em momentos em que não existe produção. Por esta razão, o investimento inicial será superior quando comparado com o sistema on-grid . Os sistemas microrrede são sistemas off-grid pois, apesar de ser uma rede de distribuição local, não se encontra conectada à rede pública. Uma microrrede produz e distribui eletricidade numa área menor e de forma independente [29]. Figura 10. Esquema das aplicações associadas à energia solar fotovoltaica. Adaptado de: [29]. No ramo das energias renováveis em Portugal, a energia solar fotovoltaica é a tecnologia que mais evoluiu e instalou capacidade nos últimos anos. Para além disso, com o desenvolvimento da tecnologia, foi possível melhorar estes sistemas, tornando-os mais eficientes e com um investimento mais reduzido [9]. Fotovoltaico On-grid Residencial Comercial Grande escala Usinas fotovoltaicas e parques solares Off-grid Sitemas autónomos Microrrede 16 2.1.2.3 IMPACTOS SOCIOAMBIENTAIS DA ENERGIA SOLAR O aproveitamento da energia solar acarreta inúmeras vantagens como poupança energética e económica, grande disponibilidade da tecnologia no mercado, ausência de poluição, de ruídos e de cheiros, reduzida necessidade de manutenção, fonte renovável, inesgotável e limpa, longa duração dos equipamentos, entre outros [9, 23]. Contudo, também apresenta desvantagens destacando o elevado investimento inicial e o desempenho solar, que depende da radiação solar incidente a cada momento do dia (por essa razão, a eletricidade gerada varia de acordo com a hora do dia, momento do ano e clima). Para além disso, existem questões relativas à produção dos equipamentos e reciclagem dos mesmos que devem ser analisadas [28]. Todas as etapas do ciclo de vida de uma instalação solar apresentam impactos, desde a extração da matéria-prima até ao fim de vida do equipamento. Os principais materiais usados são concreto e aço (para a estrutura de suporte do sistema), plástico ou vidro (para proteção aos agentes ambientais), vidro (no encapsulamento do módulo), alumínio (nas estruturas do módulo, estantes e suportes) e cobre (na fiação, cabeamento, inversores, transformadores) [19]. Durante a produção dos equipamentos, é necessária uma grande quantidade de energia. No entanto, este consumo energético acaba por ser amortizado pela produção do sistema fotovoltaico. Relativamente ao fim de vida do sistema, o desmantelamento dos painéis solares deve ser realizado de forma limpa e estudada para que os materiais sejam reintroduzidos na economia circular, sendo que o tratamento dos resíduos deve permitir aproveitar ao máximo o valor destes (Figura 4) [20]. 2.1.3 PANORAMA NACIONAL DE GERAÇÃO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS Entre as várias formas de energias renováveis em Portugal, a energia hídrica foi a primeira a ser implementada, na década de 1950, destacando os projetos hidroelétricos no rio Tejo (Castelo de Bode em 1951 e Cabril em 1954). O desenvolvimento da energia eólica nas últimas duas décadas destacouse entre as restantes formas de produção, bem como a energia solar fotovoltaica com a construção da central solar em Serpa, Alentejo, no ano de 2006. Na Figura 11 é possível analisar e comparar a evolução das diferentes fontes de energias renováveis com o consumo total de eletricidade em Portugal, desde o início do século XXI [30]. 17 Figura 11. Evolução da geração de energia ( E ) por fontes renováveis vs . consumo de eletricidade em Portugal entre 2000 e 2020. Adaptado de: [13, 14]. De acordo com dados da REN (Redes Energéticas Nacionais) e da DGEG (Direção Geral de Energia e Geologia), a geração total de energia em Portugal no ano de 2020 foi cerca de 49 TWh, dos quais 32 TWh provenientes de energias renováveis, ou seja, a produção a partir de energias renováveis foi de 65 % em 2020 [14, 31]. Através da análise da Figura 12, é possível verificar que existe uma maior concentração de centros de produção de energias renováveis no Norte de Portugal. Na região Norte destacam-se as centrais de energia eólica, visto que é uma zona onde os ventos incidem com maior velocidade, tornando-a mais rentável para esta fonte de energia. Na região Sul de Portugal, as centrais solares são mais abundantes, pois é uma zona com maior exposição solar [32]. De forma a atingir os objetivos a que Portugal se comprometeu no Acordo de Paris, é necessário transitar de uma dependência energética em combustíveis fósseis para uma dependente de fontes renováveis. Devido à elevada disponibilidade de recursos endógenos renováveis, Portugal tem um enorme potencial para desenvolver o setor eletroprodutor, transitando de um sistema dependente de fontes não renováveis para um sistema dependente de fontes renováveis. Outro fator positivo que facilita esta transição é o facto de se ter desenvolvido um sistema elétrico fiável e seguro, capaz de lidar com a variabilidade relacionada com a aposta nas renováveis [9, 33]. 0 10 20 30 40 50 60 70 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 E / TWh Eólica Solar fotovoltaica Biomassa + RSU + biogás Geotérmica Hídrica Consumo eletricidade 18 Figura 12. Distribuição dos centros de produção de energia renovável em Portugal Continental e nas ilhas. Fonte: [32]. 2.1.4 ARMAZENAMENTO DE ENERGIA O armazenamento de energia consiste no processo de absorção de eletricidade durante um período de tempo para uso posterior. No mercado mundial, existem várias tecnologias de sistemas de armazenamento de energia disponíveis, que variam consoante as características individuais e o grau de desenvolvimento. As tecnologias de armazenamento podem ser divididas em quatro categorias dependendo do tipo de energia armazenada, que consistem em armazenamento de energia mecânica, térmica, elétrica e química. Para o processo de armazenamento de energia ocorrer, é necessário convertê-la noutros tipos (químico, mecânico ou térmico) durante a fase de carregamento e, durante a fase de descarregamento, voltar a transformar em energia elétrica para poder ser usada. No caso de a energia ser armazenada diretamente no campo elétrico ou magnético, já não existe a necessidade de a converter noutro tipo de energia. Na Figura 13 são apresentadas algumas das principais tecnologias utilizadas de acordo com o princípio de armazenamento e na Figura 14 é possível comparar os valores 19 de capacidade de armazenamento e tempo de descarga dos sistemas de armazenamento referidos na Figura 13. No Anexo II encontram-se definidas de forma superficial as tecnologias referidas neste capítulo [34, 35, 36, 37]. Os sistemas de armazenamento de energia (SAE) podem ser definidos de acordo com a sua capacidade de armazenamento [38]: • Armazenamento em grande escala: usado em locais onde a quantidade de energia armazenada é na ordem dos GW; • Armazenamento em redes e ativos de geração: a energia armazenada encontra-se na escala dos MW; • Armazenamento a nível de usuário final: usado para níveis residenciais, com gamas de armazenamento na ordem dos kW. Figura 13. Exemplo de tecnologias, conforme o tipo de armazenamento. Adaptado de: [39]. Os SAE são compostos por: tecnologia de armazenamento, sistemas de monitorização e controlo e um sistema de conversão de potência. O sistema de monitorização e controlo é responsável por gerir o sistema de armazenamento, com o objetivo de prevenir que as células sobrecarreguem e controlar a carga e descarga, de forma a garantir segurança e maximizar a performance do mesmo. O sistema de conversão de potência é usado para converter a corrente contínua em corrente alternada durante os períodos de descarga, uma vez que os equipamentos elétricos funcionam com corrente alternada [38, 40]. Sistemas de armazenamento de energia (SAE) Mecânico Bombeamento hidrelétrico Ar comprimido Volantes de inércia Térmico Sistemas térmicos de armazenamento Elétrico Capacitores e supercapacitores Sistemas magnéticos Químico Baterias Power-to-Gas 20 A escolha do SAE deve considerar as especificações e necessidades de cada situação. Para isso, existem características dos SAE que, quando comparadas, permitem identificar a melhor tecnologia a implementar. As principais características dos SAE são [35, 38]: • Capacidade de armazenamento e potência: a capacidade de armazenamento é a quantidade de energia total que é possível armazenar. Um sistema que apresenta grande capacidade e baixa potência, é capaz de fornecer uma quantidade reduzida de eletricidade (o suficiente para alguns dispositivos) por um longo período de tempo, enquanto que um sistema com baixa capacidade, mas alta potência consegue abastecer a casa toda, mas por um período de tempo reduzido. • Profundidade de descarga: é a quantidade de carga retirada da bateria durante um ciclo típico de funcionamento. Por exemplo, se uma bateria de 10 kWh possuir uma profundidade de descarga de 90 %, significa que não se deve usar mais que 9 kWh antes de voltar a carregá-la. Ou seja, quanto maior for o valor da profundidade de descarga, mais capacidade do sistema pode ser utilizada. • Tempo de descarga: este parâmetro depende da profundidade de descarga e das condições operacionais do sistema e corresponde ao tempo necessário para esvaziar a energia armazenada. • Eficiência: corresponde à quantidade de energia que pode ser utilizada pela quantidade de energia necessária para armazená-la. Quanto maior a eficiência, maior será o valor económico do sistema. • Durabilidade: refere-se ao número de vezes que o sistema pode libertar o nível de energia para o qual foi projetado, sendo expresso no número máximo de ciclos do sistema (corresponde a uma carga e uma descarga total). • Custos: inclui o investimento inicial e os custos de operação, como manutenção e perda de energia durante o ciclo. Analisando a Figura 14, verifica-se que enquanto as baterias, ar comprimido ou volantes de inércia são adequados para o armazenamento de eletricidade num curto prazo, os sistemas Power-to-Gas e bombeamento hidrelétrico são mais indicados para armazenar energia em longo prazo [36]. Os SAE têm um papel muito importante para o futuro da rede elétrica e para gerar valor à energia verde, pois permitem contornar a inevitável imprevisibilidade e variabilidade das fontes renováveis, como o sol e o vento. Deste modo, ajudam a aliviar o congestionamento na rede elétrica e a aumentar a 21 eficiência do sistema elétrico. Destaca-se ainda a redução de perdas por transporte e a possibilidade de levar eletricidade a zonas onde não existe infraestrutura. Como consequência destas vantagens é possível reduzir os impactos ambientais, reduzir os efeitos do aquecimento global através da diminuição das emissões de GEE, diminuir o congestionamento da rede elétrica, entre outros [9, 38, 41]. Figura 14. Comparação de várias tecnologias de armazenamento de energia em termos de tempo de descarga ( t ) e capacidade de armazenamento ( Ca ). Adaptado: [36]. De acordo com os relatórios IRENA (do inglês International Renewable Energy Agency ) de 2015 e 2017, o crescimento das energias renováveis entre 2017 e 2030 deve ser acompanhado por um aumento da energia elétrica disponível em sistemas de armazenamento de cerca de três vezes o valor de 2017. Assim sendo, estima-se um crescimento de 4,67 TWh em armazenamento no ano de 2017 para um valor estimado entre 11,89 e 15,72 TWh em 2030. A capacidade de armazenamento instalada mundialmente é de 2,2 % da capacidade elétrica total, sendo que destes 2,2 %, cerca de 96 % é dominada pelo bombeamento hidrelétrico [38, 42, 43]. 2.1.4.1 IMPACTOS SOCIOAMBIENTAIS DOS SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA Os sistemas de armazenamento de energia são essenciais para alcançar os objetivos estipulados no RNC2050 (Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050) e no PNEC, de modo a descarbonizar a sociedade e a dar suporte ao crescimento e implementação das energias renováveis. Contudo, os SAEs não são livres de impactos ambientais e sociais, sendo importante identificá-los para que a sua utilização seja segura e sustentável [44]. 22 Durante o ciclo de vida dos SAE, o processo com mais impactos ambientais e sociais é a extração e processamento da matéria-prima, destacando a extração dos minerais no caso das baterias. As operações de mineração necessitam de consumos de água significativos, utilizam substâncias e materiais com risco elevado de poluição dos recursos hídricos, atmosféricos e edáficos, pode haver casos em que as condições de trabalho são inseguras, precárias e recorrer a trabalho infantil, a procura crescente pelos recursos naturais pode levar ao esgotamento destes, a extração pode ser feita em países com exigências ambientais pouco rígidas, entre outros [44]. Outro impacto socioambiental negativo é o destino final dos SAE. Devido à sua composição (especialmente devido à presença de substâncias tóxicas em alguns dos sistemas), este resíduo apresenta sérios riscos para o ambiente e para a saúde dos seres vivos, caso não seja depositado corretamente [44]. De modo a contornar estes problemas, existem iniciativas que visam desenvolver materiais alternativos aos minerais e que sejam mais eficientes, bem como o reaproveitamento através da reciclagem (que evita a extração dos recursos), a substituição por elementos menos tóxicos e presentes em maior abundância, a adoção dos princípios da economia circular, o aumento e melhoria das características dos sistemas (como por exemplo aumento da eficiência e da vida útil), a projeção dos sistemas de modo a favorecer o reuso e a reciclagem dos materiais [44]. Como impactos ambientais e sociais positivos dos SAE destaca-se a redução das emissões de GEE, associada ao aumento da implementação de fontes renováveis, a possibilidade de acesso à energia de comunidades não conectadas à rede elétrica, a redução de perdas de energia, o auxílio na melhoria da matriz energética, entre outros [44]. 2.2 LEVELIZED COST OF ENERGY (LCOE) O LCOE ( Levelized Cost of Energy ) é o custo médio da produção de eletricidade durante a vida útil do sistema. É obtido pela relação entre as despesas totais e a energia gerada ao longo do tempo (Equação 1), sendo usado para facilitar o planeamento de investimentos em energias renováveis e para auxiliar na comparação de diferentes métodos de geração de eletricidade [45, 46]. LCOE = Dt Evida útil (Equação 1) 23 Onde: • Dt – despesas totais (€); • Evida útil – energia gerada ao longo da vida útil do sistema (MWh). A Figura 15 compara a evolução do LCOE do solar fotovoltaico, solar térmico, eólico onshore e eólico offshore . Pela análise da Figura 15, verifica-se que o custo das tecnologias fotovoltaicas diminuiu de forma acentuada e constante na última década, o que a torna numa tecnologia muito atrativa. Quanto mais baixo for o LCOE, mais atrativa será a tecnologia [46]. Figura 15. Evolução do LCOE médio do sistema solar fotovoltaico, solar térmico, eólica onshore e eólica offshore , entre 2010 e 2019. Adaptado de: [45]. 2.3 DESEMPENHO ENERGÉTICO DOS EDIFÍCIOS Um dos maiores desafios atuais é a implementação de energias renováveis nos edifícios, com o intuito de aproveitar ao máximo as fontes renováveis de forma eficiente e que suprima as necessidades de consumo energético. Uma das ações mais adotadas em Portugal é a colocação de painéis solares fotovoltaicos nos edifícios. Dependendo das necessidades energéticas e da eficiência do equipamento, este pode ou não ser suficiente. O progresso tecnológico teve um grande impacto no que toca ao desenvolvimento das energias renováveis, já que permitiu adquirir maior rentabilidade e eficiência dos equipamentos [11, 47]. Ao agrupar a instalação de equipamentos eficientes com uma melhor arquitetura dos edifícios, aumenta-se a potencialidade de tornar um edifício energeticamente independente [48]. 30 4. Garantir a segurança de abastecimento, através do reforço, modernização e otimização das infraestruturas energéticas; 5. Promover a mobilidade sustentável; 6. Promover a agricultura e florestas sustentáveis e potenciar o sequestro de carbono; 7. Desenvolver uma indústria inovadora e competitiva; 8. Garantir uma transição justa, democrática e coesa, através do reforço do papel do cidadão como agente ativo no combate aos problemas ambientais. Em conjunto com os objetivos traçados no RNC2050, foram formuladas metas para 2030 em Portugal (Figura 16), refletidas no PNEC, rumo a um futuro neutro em carbono. Os oito objetivos nacionais acima mencionados contribuem positivamente para a implementação das cinco metas do plano, e cada objetivo contribui para mais de uma vertente [56]: Figura 16. Metas estabelecidas no PNEC para o horizonte 2030. Fonte: [56]. De modo a atingir os objetivos do Acordo de Paris e para travar o aumento da temperatura média global, concluiu-se que na década 2021-2030 as emissões de GEE devem ser reduzidas ainda mais. Embora a intensidade seja diferente, todos os setores devem contribuir para a descarbonização da economia, razão pela qual neste plano as metas setoriais de redução de emissões são revistas de forma ambiciosa (Tabela 5) [33]: Tabela 5. Metas setoriais para redução das emissões de CO2, face aos valores de 2005. Adaptado de: [33] Setor 2020 2030 Serviços - 65 % - 70 % Residencial - 14 % - 35 % Transportes - 14 % - 40 % Agricultura - 8 % - 11 % Resíduos e águas residuais - 14 % - 30 % No que diz respeito à redução das emissões de GEE e ao investimento nas energias renováveis, Portugal tem mantido uma posição de destaque, alcançando resultados muito positivos nos últimos anos. 31 Na Tabela 6 é possível analisar a evolução dos principais indicadores de energia e clima em Portugal, comparando os dados de 2017 face a 2005 [33]. Tabela 6. Evolução dos principais indicadores energia e clima em Portugal. Adaptado de: [33] Indicador 2005 2017 Variação Emissões totais de CO2 85,8 Mton 70,8 Mton - 17,5 % Consumo de energia primária 27,1 Mtep 22,5 Mtep - 17 % Renováveis no consumo final 19,5 % 30,6 % + 11,1 p.p. Renováveis na eletricidade 27,4 % 54,2 % + 26,8 p.p. Dependência energética 88,8 % 79,7 % - 9,1 p.p. 2.4.5 LEGISLAÇÃO REGULADORA DO AUTOCONSUMO E PRODUÇÃO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS Ao longo dos anos, o enquadramento jurídico nacional aplicável à produção de eletricidade a partir de energias renováveis tem sido atualizado diversas vezes. Estas atualizações visam acompanhar a evolução da tecnologia na indústria, a otimização dos recursos energéticos e o incentivo ao desenvolvimento de novos projetos [9]. Em Portugal, o autoconsumo é regulado pelo decreto-lei nº 153/2014 de 20 de outubro de 2014, retificado pelo decreto-lei nº 162/2019 de 25 de outubro de 2019. Esta legislação abrange a produção de eletricidade para uso próprio (autoconsumo) e a venda de energia proveniente de recursos renováveis à rede pública. O autoconsumo consiste na produção de energia a partir de fontes renováveis de modo a atender à demanda do consumidor, reduzindo a necessidade de compra de energia à rede. Apresenta vantagens, especialmente no que se refere às perdas de energia, já que a produção se encontra localizada mais próxima do local de consumo [57, 58]. O regime de produção é definido pelo decreto-lei nº 153/2014 em duas vertentes: a unidade de produção para autoconsumo (UPAC) e a unidade de pequena produção (UPP) (Figura 17). A UPAC baseia-se na produção de energia elétrica para consumo próprio, que pode ou não possuir ligação à rede pública. Esta vertente permite ao produtor-consumidor reduzir o preço na fatura de eletricidade, pois, no caso da UPAC produzir mais que o necessário para satisfazer as necessidades de consumo, o excedente pode ser vendido à rede elétrica de serviços públicos (RESP). Por sua vez, a UPP baseia-se na produção de eletricidade através de instalações de pequena potência, que é injetada na sua totalidade na RESP, não podendo ultrapassar os 250 kW. Qualquer uma das vertentes necessita de fazer o processo de licenciamento pelo Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção (SERUP) [57], [59]. 32 Figura 17. Vertentes do regime de produção. Adaptado de: [59]. Em relação às UPAC, o processo pode ter vários cenários de acordo com a potência instalada com o intuito de facilitar o processo de licenciamento. Os cenários encontram-se definidos da seguinte forma no decreto-lei nº 162/2019 [58]: • Até 350 W: nenhuma comunicação necessária; • De 350 W até 30 kW: apenas comunicação prévia necessária; • Entre 30 kW e 1 MW: requer registo e certificado de exploração; • Acima de 1 MW: requer licença de produção e exploração. A DGEG é a entidade responsável pela tomada de decisão, coordenação e acompanhamento das atividades de produção de energia. A ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) é a entidade responsável pela formulação da regulamentação aplicável ao exercício da atividade de autoconsumo, nomeadamente ao nível do âmbito de medição, acesso e disponibilidade de dados, relações comerciais, proteção de dados e taxas de acesso à rede [60]. Regime de produção UPAC Energia produzida destina-se a ser utilizada na instalação Possíveis excedentes podem ser vendidos à RESP UPP Energia produzida destina-se a ser vendida à rede pública 33 3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA 3.1 COMPONENTES DO SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO Um sistema solar fotovoltaico é constituído, de forma geral, pelos seguintes componentes [28, 61]: • Painéis fotovoltaicos: conjunto de módulos fotovoltaicos. • Inversores: são os responsáveis por converter a energia produzida pelos painéis em energia que possa ser utilizada no edifício, isto é, converte de corrente contínua (DC) para corrente alternada (AC), que é como os equipamentos eletrónicos funcionam. • Estrutura de fixação: varia consoante o caso em questão (se é uma instalação num telhado, no solo, na água) e é responsável por dar segurança e fixar os módulos fotovoltaicos. • Baterias: responsáveis por armazenar a energia elétrica, de forma que esta possa ser usada quando não existe produção. • Cabeamento: conjunto de cabos e conectores utilizados para fazer a ligação elétrica. • Contador de energia: equipamento que permite contabilizar a energia produzida pelo sistema fotovoltaico. As baterias são utilizadas em sistemas isolados, quando existe a necessidade de armazenar energia para uso posterior. Consequentemente, também é necessário incorporar equipamentos de controlo de carga/descarga das baterias nestas situações. No caso de sistemas ligados à rede, o objetivo é gerar energia anual que colmate o consumo num ano, pelo que não é necessário incorporar baterias no sistema, pois a energia ou é consumida ou então é injetada na rede [61]. 3.1.1 PAINÉIS FOTOVOLTAICOS Os painéis fotovoltaicos são compostos por vários módulos fotovoltaicos, que por sua vez são compostos por células (Figura 18), que são a unidade base do sistema fotovoltaico. Uma única célula produz tensões e correntes de saída baixas, portanto, de forma a atingir a potência desejada num módulo fotovoltaico, são integradas várias células. Usualmente, os módulos são compostos por 36 a 216 células associadas em paralelo e/ou série, sendo o material mais usado o silício. O painel fotovoltaico é composto por (Figura 18) [21, 62, 63, 64]: • Moldura: serve para dar estabilidade à célula fotovoltaica, rigidez e proteção. 34 • Vidro: usualmente com baixo teor de ferro que possibilita uma maior passagem de luz possível (maior transparência), garante a integridade do painel perante condições climatéricas desfavoráveis e reduz a probabilidade de ocorrer efeito refletor. • Encapsulante: responsável por proteger as células fotovoltaicas de degradação decorrente da radiação solar, das altas temperaturas e da humidade. É o material que envolve as células fotovoltaicas. • Célula fotovoltaica: unidade base do sistema fotovoltaico e é o dispositivo que permite converter a energia solar em energia elétrica. • Backsheet : responsável por proteger a parte posterior das células fotovoltaicas. • Caixa de junção: localiza-se normalmente na parte posterior do módulo e é o local onde as células são conectadas eletricamente, pelo que deve ser montado de forma a evitar a penetração de água. Figura 18. (a) Composição de um painel fotovoltaico e (b) Hierarquia do painel fotovoltaico. Adaptado de: [19, 63]. 3.1.1.1 CÉLULA FOTOVOLTAICA Existem diversos tipos de células fotovoltaicas disponíveis no mercado, mas as mais requisitadas são as células de silício cristalino (monocristalino e policristalino) e as células de filme fino. O silício é o componente mais utilizado para fabricar as células fotovoltaicos e é o segundo material mais abundante na terra [65]. As células de silício monocristalino são compostas por um único cristal, logo possuem uma estrutura homogénea. Apresentam uma gama de cores entre o azul escuro e o preto quando possuem características anti reflexivas ou então cinza quando não possuem essa característica. Este tipo de células apresenta maior pureza, o que leva a uma maior eficiência de conversão em energia elétrica e maior estabilidade e longevidade, tornando-as mais atrativa em termos de ciclo de vida do produto. São células que conseguem atingir um rendimento entre 15 e 18 %. Apesar disto, possuem um preço elevado, o que 35 faz com que o retorno do investimento seja mais prolongado. São células ideais para implementar em locais com espaço reduzido, já que são mais eficientes que as restantes, logo é possível instalar mais potência na mesma área [64, 65]. As células de silício policristalino, ao contrário das monocristalinas, possuem um elevado número de cristais. Quando possuem características anti reflexivas a cor é azul, senão possuem cor cinza. Devido à organização menos homogénea dos cristais, o movimento dos eletrões é dificultado, levando a eficiências de conversão mais reduzidas. Conseguem atingir um rendimento entre 13 e 15 %. Os custos de produção deste tipo de células são menores quando comparado com o monocristalino. Este tipo de células é o que apresenta melhor qualidade/preço [64, 65]. As células de filme fino são compostas por várias camadas finas de filme fotovoltaico colocadas num substrato de metal, vidro ou polímero. São as células mais utilizadas a seguir às células cristalinas e os tipos de células de filme fino mais procurados são as células de silício amorfo, células de telureto de cádmio, células de disseleneto de cobre e índio e disseleneto de cobre, índio e gálio. Este tipo de células não requer tanta quantidade de material e as técnicas de produção são mais simples, o que leva a custos de produção inferiores e, em termos de impactos ambientais, menos impactos negativos pois o consumo de energia é menor, bem como a extração da matéria-prima e a complexidade dos processos. Apesar disto, as células monocristalinas e policristalinas continuam a dominar o mercado, pois possuem eficiências mais elevadas. Este tipo de células é ideal para locais onde a temperatura atinge valores maiores, já que possui boa performance perante elevadas temperaturas e a deterioração do desempenho do painel nestas temperaturas é menor quando comparada com outras tecnologias. No entanto, o rendimento anual destas é inferior e a degradação das células ocorre mais rápido [64, 65]. Como mencionado acima, de forma a obter valores maiores de potência, as células são conectadas entre si. Estas conexões podem ser feitas em paralelo ou em série. Na Figura 19 encontramse ilustradas três células conectadas em série, bem como a curva corrente-tensão (curva I-V ) para esta configuração. Neste caso, o valor da corrente mantém-se constante enquanto os valores de tensão das células aumentam [64]. Na Figura 20 estão ilustradas três células solares conectadas em paralelo assim como a curva I-V para esse caso. É possível verificar que o valor de tensão se mantém constante, enquanto os valores de corrente aumentam [64]. 36 Figura 19. Curva I-V para 3 células solares configuradas em série. Adaptado de: [64]. Figura 20. Curva I-V para 3 células solares configuradas em paralelo. Adaptado de: [64]. Usualmente, conectam-se células em série para formar segmentos até se atingir o valor de tensão desejável. Os segmentos (ou strings ) são conectados em paralelo para que o valor de corrente desejado seja atingido [64]. 3.1.1.2 MÓDULO FOTOVOLTAICO Como referido, ao conjunto de células dá-se o nome de módulo fotovoltaico. Os fabricantes dos módulos são responsáveis por identificar as características técnicas dos módulos nas fichas de produto segundo a norma europeia standard EN 50380:2017. De forma a calcular as características dos módulos de forma idêntica para todos os fabricantes, foi acordado um conjunto de condições de teste padrão (STC, do ingês Standard Test Conditions ). Estas condições consistem em três especificações [29, 64]: • O nível de irradiância (fonte de luz incidente no módulo) deve ser igual a 1000 W/m2; 37 • O espetro da luz utilizado para testar o módulo deve corresponder ao espetro solar com uma massa de ar global de 1,5 ( AM 1,5); • A temperatura do módulo tem de ser 25 ± 2 ºC. Todavia, estas condições não representam as condições operacionais a que os módulos serão expostos, porque o espetro solar e o nível de irradiância variam ao longo do dia e a temperatura do módulo é, em média, 20 ºC superior à temperatura ambiente. Estes testes servem para comparar módulos de diferentes fabricantes e avaliar a eficiência com que as células convertem a energia do sol em energia elétrica [29, 66]. As características que devem estar presentes impostas pela norma são a potência nominal de pico, a tensão no ponto de potência máxima, a corrente no ponto de potência máxima, a tensão em circuito aberto, a corrente em curto-circuito e o coeficiente de variação da tensão e da corrente em função da temperatura. Além destas, também devem estar referidas a largura, comprimento, espessura e peso dos módulos, como se pode verificar pela Figura 21 [29, 66]. Figura 21. Exemplo de uma ficha técnica de um módulo fotovoltaico. Adaptado de: [66]. Quanto à configuração dos módulos, podem estar conectados em série ou em paralelo. Consoante a configuração selecionada os valores de tensão, de potência e de corrente variam [64]. Quando os módulos são ligados em série, o terminal negativo de cada um é ligado ao terminal positivo do módulo seguinte. Neste caso, a corrente que atravessa os módulos tem o mesmo valor e a tensão total é obtida pela soma das tensões dos terminais. A tensão do sistema fotovoltaico é calculada pelo número de módulos que se encontram ligados em série [64]. Quando os módulos são ligados em paralelo, o terminal positivo de cada um é ligado ao terminal positivo do seguinte e o terminal negativo ao terminal negativo. Neste caso, a tensão dos módulos mantém-se constante e a corrente total corresponde à soma da corrente de cada módulo. Este tipo de configuração é mais usado em sistemas isolados [64]. 38 A eficiência do módulo fotovoltaico é determinada pela eficiência da célula e pelo tipo de material utilizado (o mais usado é o silício). A eficiência do painel é definida com base no layout do sistema, na configuração adotada e no tamanho do mesmo. Através das condições STC calculam-se as eficiências teóricas, porque na realidade a eficiência de um sistema fotovoltaico está dependente das condições do local como temperatura, níveis de irradiância, orientação dos módulos, altura do dia e do ano, entre outros [65]. 3.1.1.3 SOMBREAMENTO DOS MÓDULOS O sombreamento dos módulos leva a uma redução da potência produzida não só pelo módulo que se encontra sombreado, mas pelos restantes que se encontram ligados quer seja em série quer em paralelo. Existem tipos de sombreamento menos evidentes e que não podem ser evitados como presença de neve, folhas, sujidade dos painéis, dejetos de pássaros, entre outros. Por esta razão, é muito importante haver uma manutenção periódica dos painéis de forma a evitar este problema. Painéis com maior inclinação combatem esta questão, já que a sujidade e a água escorrem para fora do painel. Pode ocorrer também sombreamento devido à presença de objetos e edifícios, ou seja, é um sombreamento constante que deve ser evitado no projeto de dimensionamento [67]. O sombreamento é um problema para o sistema pois, quando uma célula ou um módulo é sombreado passa a estar inversamente polarizado, comportando-se como uma resistência elétrica. Esta situação acarreta dois problemas maiores que são o facto de não estar a aproveitar energia que poderia ser convertida e levar ao aquecimento do módulo. A célula afetada passa a ser atravessada pela corrente produzida por outra e nenhuma corrente é gerada na célula afetada, ficando sujeita a uma tensão inversa. Este fluxo de corrente é convertido em calor. Esta situação pode gerar pontos quentes, ou hotspots , que são zonas afetadas do módulo que atingem temperaturas elevadas. Isto leva à degradação precoce do módulo e a problemas de eficiência. Para evitar este problema, colocam-se díodos de by-pass . A função dos díodos é desviar a corrente dos módulos afetados, prevenindo o seu aquecimento. Usualmente, os módulos fotovoltaicos já incluem um ou mais díodos de by-pass na sua configuração [67]. 3.1.2 INVERSORES DE CORRENTE Os inversores são um dos componentes mais importantes de um sistema fotovoltaico. A principal função dos inversores é converter energia em corrente alternada (AC) a partir de uma fonte de energia em corrente contínua (DC) e ajustá-la à frequência e nível de tensão do sistema elétrico onde a energia será utilizada. Os módulos geram energia em corrente contínua que não é compatível com a corrente 39 com que funcionam grande parte dos equipamentos eletrónicos. Os inversores fazem a conversão dessa corrente em corrente alternada, de forma que a eletricidade possa ser utilizada [67]. Para além desta função, os inversores também são responsáveis por ajustar o ponto de operação do inversor ao ponto de máxima potência (MPP) do painel por meio do seguidor do ponto de potência máxima (MPPT), com o objetivo de fornecer à rede a maior potência possível. O MPP corresponde aos valores de tensão e corrente máximos e varia de acordo com as condições meteorológicas. O MPPT consiste num conversor que ajusta a tensão de saída do módulo de acordo com as condições ambientais como temperatura e radiação e as condições impostas pela rede, de forma a que o funcionamento ocorra no ponto correspondente à potência máxima, melhorando assim a conversão em energia elétrica. Cada inversor pode possuir um ou mais MPPTs. Quando um inversor possui apenas um MPPT, isto significa que o conjunto de strings (ou fileiras) é ligado a um único bloco. Cada string tem o seu MPP rastreado por um único MPPT e, mesmo que o inversor possua várias entradas para conectar as strings , dentro do inversor todas as strings são controladas pelo mesmo bloco. Quando o inversor possui mais que um MPPT, as strings são divididas em blocos mais pequenos e cada bloco é controlado por um MPPT. A vantagem de inversores com vários MPPT é que permite a ligação de arranjos com características diferentes (localização, inclinação, número de módulos ligados em série) [67, 68]. Ainda, os inversores funcionam como dispositivos de proteção e registo de dados operacionais. Quando conectados à rede, os inversores têm funções de segurança específicas, pois em caso de falha de tensão de rede, o sistema fotovoltaico deve ser desligado automaticamente pelo inversor para evitar a injeção de energia nessas condições [67, 68]. Existem inversores off-grid e inversores on-grid . Os inversores off-grid , tal como o nome indica, são utilizados em sistemas isolados, sem conexão à rede elétrica. Estes inversores convertem a corrente contínua diretamente das baterias em corrente alternada e não são capazes de interagir com o sinal de corrente alternada da rede elétrica. Os inversores on-grid são conectados diretamente à rede elétrica ou então através da rede do edifício para que possam converter a energia para autoconsumo, mas também para injetar na rede elétrica. A diferença entre estar conectado diretamente à rede elétrica ou à rede do edifício é que, se for conectado à rede do edifício, a energia gerada é consumida primeiramente no edifício e apenas o excedente é encaminhado para a rede pública enquanto que se for conectado à rede pública, a energia produzida é enviada apenas para a rede [62, 64]. Quanto à quantidade de inversores por sistema fotovoltaico podem existir 3 configurações [67]: 46 3.2.2 EFEITOS DA IRRADIÂNCIA E TEMPERATURA Como foi mencionado anteriormente, é raro os sistemas fotovoltaicos funcionarem nas condições STC. A conversão de energia e as curvas I-V dependem da temperatura e da irradiância. Como estes valores não são constantes ao longo do dia, é importante perceber de que forma a sua variação afeta o sistema. Os valores de temperatura são mais constantes que os valores de irradiância ao longo do dia, logo o desempenho dos módulos é mais afetado pela irradiância do que pela temperatura [61, 64]. As mudanças de irradiância afetam a corrente do módulo, já que esta é diretamente dependente da irradiância. Quanto maior for a irradiância, maior será a corrente. Assim, analisando a Figura 25, conclui-se que a corrente aumenta com o aumento da radiação incidente. A tensão do módulo pouco varia com a variação da irradiância, apenas diminui ligeiramente com a diminuição da irradiância. Consequentemente, a potência é maior quanto maior for o valor da irradiância [64, 66]. Figura 25. Curva I-V para variações da irradiância e temperatura constante (temperatura nas condições STC = 25 ºC). Fonte de: [61]. Os módulos ao estarem expostos aos raios solares aquecem de forma considerável, logo a temperatura do módulo aumenta com o aumento da temperatura ambiente. A razão disto acontecer é porque parte da radiação que incide na superfície do módulo não é convertida em energia elétrica, mas dissipada na forma de calor. Esta é a razão pela qual a temperatura do módulo é sempre superior à temperatura ambiente. As mudanças de temperatura afetam a temperatura do módulo que afeta principalmente os valores de tensão. Na Figura 26 comprova-se que quanto maior for a temperatura, maior é a corrente do módulo, contudo, os valores não variam de forma significativa. A tensão do módulo 47 diminui com o aumento da temperatura. Durante o verão, a potência do módulo é afetada pelas altas temperaturas, já que temperaturas superiores levam a valores de tensão mais reduzidos. De forma a minimizar este problema, os módulos devem ter ventilação suficiente que seja capaz de dissipar o calor [64, 66]. Figura 26. Curva I-V para variações da temperatura e irradiância constante (irradiância nas condições STC = 1000 W/m2). Fonte: [61]. 3.3 MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO Neste capítulo abordar-se-á a metodologia de dimensionamento para um sistema fotovoltaico ligado à rede pública sem sistema de armazenamento. Antes de estudar a possibilidade de implementar um projeto fotovoltaico num local, é necessário perceber a sua envolvente, de forma a projetar da melhor maneira o sistema em termos técnicos e financeiros. O dimensionamento de um sistema fotovoltaico envolve inúmeros parâmetros a ter em conta, como orientação e inclinação dos painéis, área disponível para a implantação do sistema, disponibilidade do recurso solar, consumo energético do edifício, necessidades a satisfazer, especificações técnicas dos componentes (módulos e inversores), entre outros. Para o dimensionamento dos sistemas em questão, isto é, dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligado à RESP sem armazenamento, é necessário seguir as etapas identificadas na Figura 27 [64, 66]. 48 Figura 27. Esquema das etapas para o dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligado à RESP. Adaptado de: [64, 66]. Caracterização do local, do recurso solar, do consumo energético e da potência do sistema Antes de dimensionar o sistema deve ser feita uma análise em termos de área disponível, tipo de terreno/edifício onde serão colocados os painéis e a exposição solar do local. A irradiância e a temperatura são parâmetros que afetam as características elétricas de um painel fotovoltaico, sendo que a irradiância tem um papel mais significativo que a temperatura. A irradiância varia em curtos intervalos de tempo (especialmente em dias com nuvens), enquanto a variação da temperatura é amortecida pela capacidade térmica dos painéis. Um dos requisitos mais importantes na seleção do local para a implantação do projeto é evitar a existência de possíveis sombreamentos por parte de objetos/edifícios. Posteriormente, é necessário analisar os consumos energéticos do edifício para saber qual o valor da potência do sistema a instalar [61, 62, 67]. Seleção dos módulos fotovoltaicos Após analisar o consumo energético, devem selecionar-se os módulos para a instalação. A escolha dos módulos fotovoltaicos deve ser feita de forma criteriosa e tendo em conta algumas características importantes. Para a seleção destes é necessário considerar a qualidade (presença do carimbo de certificação do módulo, o que significa que foi construído segundo as normas e influência do fabricante no mercado), o tipo de célula solar (se a célula é monocristalina, policristalina, de filme fino, etc.), qual a área disponível para o projeto, bem como outros parâmetros que se devem analisar pela ficha técnica do produto disponibilizada pelo fabricante. Alguns desses parâmetros são a tensão de circuito aberto ( VCA ), a corrente de curto-circuito ( ICC ), a potência máxima ( Pmáx ), a tensão no ponto de potência máxima ( VMP ), a corrente no ponto de potência máxima ( IMP ), a tolerância de potência nominal, os coeficientes de Caracterização do recurso solar do local Seleção e caracterização do local para o projeto Avaliação do consumo energético e cálculo da potência do sistema Seleção dos módulos fotovoltaicos Dimensionamento dos módulos fotovoltaicos Seleção do inversor Apresentação da configuração do sistema 49 temperatura, a eficiência, a garantia de potência, entre outros. Na Figura 28 encontram-se identificados alguns destes parâmetros na curva I-V [61, 62, 67, 73]. Figura 28. Identificação dos parâmetros elétricos do módulo fotovoltaico na curva I-V . Fonte: [73]. Os parâmetros mencionados são definidos como [61, 62, 67, 73]: • Tensão de circuito aberto ( VCA ): representa a tensão entre os terminais da célula fotovoltaica no momento em que não circula corrente elétrica ( I = 0 A), logo a potência também é nula. Corresponde à máxima tensão disponível numa célula fotovoltaica perante determinadas condições de radiação e temperatura. • Corrente de curto-circuito ( ICC ): é a corrente máxima que é possível obter sob determinadas condições de radiação e temperatura. Corresponde ao momento em que a tensão elétrica nos terminais da célula fotovoltaica é zero ( V = 0 V), e consequentemente a potência é nula. • Potência máxima ( Pmáx ): é o valor máximo de potência do módulo fotovoltaico e corresponde ao ponto na curva I-V em que o produto da corrente pela tensão é máximo. • Tensão no ponto de máxima potência ( VMPP ): é o valor de tensão para Pmáx em determinadas condições de radiação e temperatura. • Corrente no ponto de máxima potência ( IMPP ): é o valor de corrente para Pmáx em determinadas condições de radiação e temperatura. • Tolerância de potência nominal: corresponde à variação entre a potência referida na ficha técnica do produto e a energia real gerada. 50 • Coeficiente de temperatura: é importante porque, quanto mais baixo for o coeficiente de temperatura, melhor será o comportamento dos módulos perante temperaturas mais elevadas. Com o aumento da temperatura a potência nominal dos módulos diminui. • Eficiência (η): permite verificar o processo de conversão da energia solar em elétrica. Quanto maior for a eficiência do módulo, menos módulos serão necessários para atingir a potência requerida, logo menos área é ocupada. • Garantia de potência: é outro parâmetro importante, porque todas as células sofrem processos de degradação com o passar do tempo, o que tem uma influência negativa na potência do módulo. O sistema é mais rentável quanto menor for o valor da depreciação anual da potência do módulo. Dimensionamento dos módulos fotovoltaicos Como referido, a eficiência de conversão de um sistema fotovoltaico depende da radiação solar que incide na superfície e da altura do dia e do ano, mas também da posição em que se encontram os painéis. Dependendo da localização geográfica do projeto, a posição dos painéis pode maximizar a produção de energia. Assim, existe uma orientação e uma inclinação ideal para cada localização. No hemisfério Norte, a orientação ideal dos painéis deve coincidir com o Sul e a inclinação depende da latitude do local. Painéis com pouca inclinação são mais propensos a acumular sujidade e quando não são capazes de ventilar naturalmente, aquecem mais rápido, o que não é bom para a eficiência do painel. Por essa razão, é possível calcular o ângulo ótimo do painel. O ângulo ótimo dos painéis quando localizados no hemisfério Norte, ou seja, com orientação para Sul, é calculado pela (Equação 4). Usualmente em Portugal a inclinação dos painéis ronda os 35º [29, 67]. α op = 3,7 + 0,69 × φ (Equação 4) Onde: • α op – corresponde ao ângulo ótimo (º); • φ – corresponde à latitude do local (º). É necessário calcular a distância entre as filas de módulos de forma que não ocorra o processo de sombreamento por parte dos próprios módulos (Figura 29) quando se trata do plano horizontal. Este problema é solucionado com a colocação de painéis em superfícies inclinadas. Esta distância pode ser calculada pela (Equação 5) [29, 67]. 51 Figura 29. Distância entre as filas de painéis, de forma a evitar sombreamento. Fonte: [67]. d = L × ( cos α + sin α tan β ) (Equação 5) Onde: • d – afastamento entre as filas de módulos (m); • L – comprimento do módulo (m); • 𝛼 – inclinação do painel (º); • β – menor ângulo de altitude solar (º). Em Portugal este valor é aproximadamente 28º. Como referido anteriormente, os módulos podem ser conectados em série, de forma a aumentar o valor de tensão ou então em paralelo, para aumentar o valor da corrente. O número de módulos fotovoltaicos de um sistema é calculado tendo em conta a potência total do sistema e a potência de cada painel (Equação 6) [29, 67]. N = P total P módulo (Equação 6) Onde: • N – número de painéis do sistema fotovoltaico; • P total – potência total do sistema (kW); • P módulo – Potência individual do módulo (kW). Seleção do inversor A escolha do inversor deve ser bem avaliada, pois trata-se de um componente essencial para o bom funcionamento do sistema fotovoltaico. Para sistemas conectados à rede, os inversores devem ter 52 a capacidade de sincronizar a tensão e a frequência com a RESP, para além de que devem ser capazes de desligar automaticamente em caso de problemas. Num sistema fotovoltaico podem existir um ou mais inversores [29, 67]. Os inversores podem possuir um ou mais MPPTs. O MPPT permite assegurar que o módulo funciona no ponto de funcionamento ideal, onde o produto entre a corrente e a tensão corresponde ao valor máximo de potência possível. A existência do MPPT é vantajosa pois, se cada módulo gerar energia no seu ponto de funcionamento ideal, a potência elétrica gerada será maior e, consequentemente, a eficiência também é maior [29, 67]. Existem alguns cuidados que devem ser tomados para que se possam evitar falhas no sistema, como evitar colocar o inversor num local onde receba radiação solar direta ou chuva. O ideal seria colocar o inversor num local abrigado, fresco e ventilado, já que temperaturas elevadas têm um impacto negativo no rendimento do mesmo [29, 67]. A escolha do inversor depende da potência do painel fotovoltaico, das características elétricas do mesmo, das condições ambientais do local, entre outros parâmetros. O número e a potência dos inversores são parâmetros calculados com base na potência total do sistema e no tipo de sistema escolhido. A potência nominal dos inversores pode ser ± 20 % a potência de saída do conjunto fotovoltaico (potência em condições STC) [29, 67]. De forma a ser compatível com o sistema fotovoltaico, o inversor deve respeitar a seguinte condição [29, 67]: 0,7 × PPV N inv < P ind inv < 1,2 × P PV N inv (Equação 7) Onde: • P PV – potência do sistema fotovoltaico ou conjunto fotovoltaico (kW); • N inv – número de inversores; • P ind inv – potência individual do inversor (kW). Outro parâmetro que é importante analisar é o fator de dimensionamento (FDI), que expressa a relação entre a potência do conjunto fotovoltaico e a potência do inversor conectado a esse conjunto (Equação 8) [61, 74]. FDI = P inv P conjunto PV (Equação 8) 53 Onde: • FDI – fator de dimensionamento (adimensional); • P conjunto PV – potência do conjunto fotovoltaico (kW); • P inv – potência individual do inversor (kW). Um valor de FDI elevado traz vantagens no sentido em que o investimento é inferior, no entanto há perda de energia quando a potência máxima do inversor é alcançada. Para além disso, outra desvantagem de um valor elevado de FDI é o aquecimento que pode levar à degradação do inversor, diminuindo a sua longevidade. Valores de FDI baixos são aceitáveis quando não existe inversores com potências menores. Esta situação ocorre maioritariamente em sistemas pequenos. O recomendado é valores situados entre 0,75 a 0,85 [61, 74]. A tensão do inversor é a soma das tensões dos módulos conectados em série por string . Visto que as características tanto do inversor como dos módulos dependem da temperatura, o dimensionamento deve ser feito tendo em conta condições extremas. Portanto, de modo a calcular a quantidade de módulos a conectar, são impostas as condições tanto de inverno como de verão. Estes cálculos são apresentados de seguida [29, 67]. Apresentação da configuração do sistema A configuração do sistema deve ter em atenção qual o número máximo e mínimo de módulos por string que um inversor é capaz de suportar. A tensão de entrada do inversor corresponde à soma das tensões dos módulos em série. Na tensão de circuito aberto dos módulos fotovoltaicos ocorre a tensão máxima do sistema. Assim, é necessário calcular o número máximo de módulos em série que é limitado pela tensão máxima em DC permitida à entrada do inversor e pelo valor da tensão em circuito aberto do módulo a temperaturas reduzidas. O número máximo de módulos em série é determinado simulando as condições de inverno (temperatura do módulo de -10 ºC, pois quando os módulos se encontram a uma temperatura mais reduzida, existe um aumento da tensão. Por esta razão, calcula-se o número máximo de módulos por série através da (Equação 9) [67, 75]. n máx série = U máx inv U CA (-10 ºC) (Equação 9) Onde: • n máx série – número máximo de módulos em série; • U máx inv – valor máximo de tensão em DC permitido à entrada do inversor (V); 54 • U CA (-10 ºC) – valor da tensão em circuito aberto (CA) do módulo a -10 ºC (V). Usualmente o valor da tensão em CA encontra-se na ficha técnica dos módulos. Se tal não acontecer, calcula-se o valor da tensão em CA pela (Equação 10) [67, 75]. U CA (-10 ºC) = (1 - 35 ºC × ∆V 100 ) × U CA (STC) (Equação 10) Onde: • U CA (STC) – tensão em circuito aberto perante as condições STC (V); • 35 ºC – é a diferença entre a temperatura do módulo em condições STC e a temperatura em situação de inverno (-10 ºC), ou seja, 35 ºC = 25 ºC – (– 10 ºC); • ∆V – variação da tensão (V). O número mínimo de módulos ligados em série é determinado simulando as condições da estação quente, ou seja, com temperaturas elevadas. Quando a temperatura dos módulos aumenta, existe uma diminuição dos valores de tensão do módulo, sendo que a tensão mínima de funcionamento ocorre quando se atinge a temperatura máxima de funcionamento esperada. O cálculo deste número é limitado pela tensão mínima de funcionamento do inversor. Assim, calcula-se o número mínimo de painéis pela (Equação 11) [67, 75]. n minsérie = U min inv U MPP (70 ºC) (Equação 11) Onde: • n minsérie – número mínimo de módulos em série; • U min inv – valor mínimo de tensão permitido à entrada do inversor (V); • U MPP (70 ºC) – valor da tensão no MPP do módulo a 70 ºC (V). Tal como na situação anterior, o valor da tensão em MPP encontra-se normalmente na ficha técnica dos módulos. Se tal não acontecer, calcula-se o valor da tensão em MPP pela (Equação 12) [67, 75]. U MPP (70 ºC) = (1 - (-45 ºC) × ∆V 100 ) × U MPP (STC) ⟺ U MPP (70 ºC) = (1 + 45 ºC × ∆V 100 ) × U MPP (STC) (Equação 12) 55 Onde: • U MPP (STC) – tensão em MPP perante as condições STC (V); • -45 ºC – é a diferença entre a temperatura do módulo em condições STC e a temperatura em situação de verão (70 ºC), ou seja, –45 ºC = 25 ºC – 70 ºC; • ∆V – variação da tensão (V). Depois de calcular o número mínimo e máximo de módulos por série, é encontrada a faixa de operação MPPT do inversor. Se os valores da tensão de entrada não se encontrarem dentro desta faixa, a eficiência do sistema é afetada [67, 75]. Para além de calcular o número máximo e mínimo de módulos por string , é necessário identificar também qual o valor máximo de strings que podem ser associadas em paralelo. Este valor depende da corrente máxima à entrada do inversor e é calculado pela (Equação 13). O cálculo do número máximo de strings é importante porque é necessário verificar se o valor da corrente máxima à entrada do inversor não é ultrapassado [67, 75]. n paralelo = I máx inv I máx painel (Equação 13) Onde: • n paralelo – número máximo de strings em paralelo; • I máx inv – valor máximo de corrente permitido à entrada do inversor (A); • I máx painel – valor máximo da corrente no painel (A). 3.3.1 MANUTENÇÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS É muito importante realizar manutenção ao sistema de modo a evitar possíveis acidentes e melhorar a eficiência do mesmo. A manutenção preventiva constitui um conjunto de ações previamente programadas que garantem o bom funcionamento do sistema, maximizando a vida útil dos equipamentos e evitando falhas. Devem ser realizadas inspeções periódicas aos sistemas para que se possam identificar problemas e corrigi-los sem comprometer a integridade do sistema [61]. No que toca à manutenção dos módulos fotovoltaicos, é necessário ter em conta os valores das garantias dos mesmos, especialmente a garantia de rendimento mínimo durante 25 anos. Caso se constate que um módulo não se encontra dentro dos parâmetros, a garantia deve ser requerida e o módulo afetado substituído. Durante a inspeção periódica devem ser analisadas as condições físicas do 62 4.3 CARACTERIZAÇÃO DO RECURSO EÓLICO De forma a estudar a viabilidade de implementar turbinas eólicas para produção de energia eólica, foi realizado um estudo do potencial eólica da área de Calvelo, Ponte de Lima e Santa Marta, Penafiel. Primeiramente, foi feito um estudo acerca do comportamento do vento na zona selecionada e, de seguida, a análise baseada nos dados da aplicação Global Wind Atlas , que é uma aplicação paralela à utilizada na caracterização do potencial solar. Esta aplicação foi desenvolvida, tal como a anterior, para apoiar o aumento de escala das fontes de energia renováveis na matriz energética global. Direcionar uma turbina ao vento de maneira correta é um fator essencial para o processo de geração de energia (as pás rodam com maior velocidade, logo a produção de energia será maior), mas também para a vida útil da mesma. Um mau posicionamento causa esforços mecânicos indesejados nas estruturas, podendo levar a problemas graves [79]. O perfil da velocidade do vento varia de acordo com o espaço (características do local em estudo) e com o tempo (altura do dia, mês do ano, etc.). O primeiro passo para analisar o potencial eólico nas regiões pretendidas é selecionar a localização dos ateliers no mapa disponibilizado na aplicação Global Wind Atlas (Figura 34) [79]. Pela análise prévia da Figura 34, podemos concluir que a velocidade média do vento nos distritos de Viana do Castelo e Porto varia entre 4 m/s e 8 m/s, sendo que o distrito de Viana do Castelo é caracterizado por zonas com ventos mais fortes. Importante referir que o atelier de Ponte de Lima se encontra a uma altitude de aproximadamente 260 metros e o atelier de Penafiel a uma altitude de 350 metros [79, 80]. Antes de apresentar os valores obtidos através da aplicação Global Wind Atlas , é necessário fazer uma análise do comportamento do vento na zona em estudo. Os dados presentes nas Figura 35, Figura 36 e Figura 37 são baseados em simulações de 30 anos de modelos climáticos e são referentes aos ventos à superfície [81, 82]. Na Figura 35 encontra-se representada a frequência da velocidade do vento ao longo do ano no atelier de Ponte de Lima e Penafiel. Verifica-se que a ocorrência de ventos fortes e ventos muito fracos é pouco frequente, sendo predominantes os ventos moderados. Nas zonas em estudo ocorrem maioritariamente ventos superiores a 3,4 m/s, sendo que a frequência desta velocidade por ano é de aproximadamente 46 % em Ponte de Lima e 48 % em Penafiel [81, 82]. 63 Figura 34. Velocidade média do vento a 100 m de altitude, com foco nos distritos de Viana do Castelo (a) e Porto (b) e localização dos dois ateliers no mapa. Adaptado de: [79]. Figura 35. Frequência ( f ) das velocidades do vento ( v ) ao longo do ano, nas regiões de Calvelo e Santa Marta. Adaptado de: [81], [82]. Na Figura 36 encontra-se representada a variação ao longo do mês da velocidade do vento. Por exemplo, a estimativa diz que em Ponde de Lima (Figura 36 (a)), no mês de junho aproximadamente 19 dias são caracterizados por ventos com velocidades no intervalo ]3,4; 5,5] m/s, 10 dias com velocidades entre ]1,6; 3,4] m/s e 1 dia com velocidades entre ]5,5; 8] m/s. Tratando-se de zonas relativamente próximas e com altitudes semelhantes, é de esperar que o comportamento do vento não seja muito díspar nos dois locais. Entre os meses de junho a setembro, os ventos apresentam velocidades médias a) b) 64 menores quando comparado com os meses restantes para ambos os ateliers, o que indica que a produção eólica será inferior neste período. Velocidades médias do vento mais elevadas destacam-se entre dezembro a abril, pelo que a produção de energia será superior neste intervalo [81, 82]. Figura 36. Distribuição das velocidades do vento ao longo dos dias do ano em Calvelo (a) e Santa Marta (b). Adaptado de: [81, 82]. Na Figura 37 encontra-se a representação do perfil dos ventos, onde mostra a tendência da direção do vento. Pela análise da Figura 37 (a), concluímos que em Calvelo o vento sopra predominantemente de Este-Nordeste, sendo caracterizado por velocidades médias superiores a 1,6 m/s. Os ventos mais fortes provêm de Oeste onde, em algumas alturas do ano, a velocidade pode atingir velocidades superiores a 5,5 m/s. No caso de Santa Marta (Figura 37 (b)), o vento provém maioritariamente de EsteNordeste com velocidades superiores a 3,4 m/s. De Oeste são evidentes ventos mais fortes, podendo atingir velocidades superiores a 8 m/s. Existem ventos de outras direções, contudo a frequência destes não é tão significativa [81, 82]. O funcionamento da aplicação Global Wind Atlas é muito semelhante ao funcionamento do Global Solar Atlas , sendo que primeiramente é necessário identificar o local de estudo no mapa. Após localizar o atelier no mapa, foi possível obter os resultados apresentados na Tabela 8. Os dados foram calculados para uma área de 9 km2 com centro no atelier de Ponte de Lima e no atelier de Penafiel, uma vez que é a área mínima de funcionamento da aplicação. Os dados obtidos são dados correspondentes a 10 % das áreas mais ventosas dessa região e abrangem os seguintes parâmetros: densidade de potência média, velocidade do vento média e altura [79]. a) b) 65 Figura 37. Rosa da velocidade dos ventos na zona de Calvelo (a) e Santa Marta (b). Adaptado de: [81, 82]. Tabela 8. Dados eólicos referentes à região de Calvelo e Santa Marta, para 10 % das áreas mais ventosas. Adaptado de: [79] Local Altura Velocidade média do vento Densidade de potência média PONTE DE LIMA 10 m 4,05 m/s 124 W/m2 50 m 5,87 m/s 286 W/m2 100 m 6,73 m/s 354 W/m2 PENAFIEL 10 m 3,72 m/s 108 W/m2 50 m 4,96 m/s 202 W/m2 100 m 5,71 m/s 249 W/m2 Através dos dados apresentados, é possível verificar que quanto maior a altura a que a turbina se encontrar, maior a velocidade do vento e, consequentemente, mais potência será produzida. Através da aplicação também é possível extrair o gráfico presente na Figura 38, onde se encontra representada a variação da velocidade do vento ao longo do dia a uma altura de 100 metros para as zonas em questão [79]. Pela análise da Figura 38, é possível verificar que o vento atinge maior velocidade ao fim da tarde/durante a noite em Calvelo e durante a tarde/durante a noite em Santa Marta. a) b) 66 Figura 38. Variação diária da velocidade do vento em Calvelo e Santa Marta, a uma altitude de 100 metros. Adaptado de: [79]. 4.4 CONSUMO ENERGÉTICO DOS ATELIERS Os seguintes dados apresentados são propriedade intelectual da empresa, não podendo ser copiados nem reproduzidos, nem usados para fins comerciais. Ambos os ateliers possuem a mesma tipologia de contrato, com uma potência contratada de 372 kVA, um contrato de média tensão, com ciclo tetra-horário e ciclo horário semanal. Num ciclo horário semanal, os períodos horários são diferentes para os dias úteis, para o sábado e para o domingo, sendo que os feriados são considerados períodos tarifários idênticos ao domingo. Este ciclo difere em dois períodos, o período de Verão e o período de Inverno. O ciclo tetra-horário significa que a tarifa é cobrada consoante quatro períodos horários (horas de ponta, cheias, vazio normal e super vazio) [83, 84]. Relativamente ao consumo energético dos ateliers, ambos apresentam valores significativos de consumo de energia, pelo que primeiramente é feita uma análise aos consumos energéticos nos dois locais. Devido à invulgaridade do ano 2020, os dados referentes ao atelier de Ponte de Lima, correspondem à média de três anos (2018, 2019 e 2020). Quanto aos dados de Penafiel, usou-se como referência os dados de 2020, uma vez que o atelier iniciou produção em fevereiro de 2020, logo só existem dados referentes a esse ano. Para caracterizar o consumo energético dos ateliers recorreu-se às faturas de eletricidade e aos diagramas de carga. Na Figura 39 apresenta-se a variação anual do consumo de energia elétrica, expressa em kWh, de ambos os ateliers e na Tabela 9 encontra-se uma média dos gastos diários, expressos em kWh/dia. 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10 1,15 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Indíce velocidade do vento Penafiel Ponte de Lima 67 Importante referir que o primeiro mês (janeiro) de Penafiel corresponde, na verdade, ao último mês de trabalho no armazém de Lousada que cessou produção aquando da abertura do atelier de Penafiel. O armazém de Lousada é um edifício muito menor, com menores gastos energéticos, daí a subida acentuada entre janeiro e fevereiro. Desde o início do ano a abril, é notório um gasto em eletricidade inferior que nos restantes meses do ano, facto que pode ser justificado pelo impacto dos dados de 2020 devido ao período de isolamento a que Portugal foi submetido no início desse ano. Os meses de agosto e dezembro apresentam um consumo de eletricidade inferior uma vez que se trata de meses de férias, onde o atelier labora apenas durante o turno de manhã. De resto, os valores de consumo de energia são aproximadamente constantes. Em julho, é evidente um pico de consumo, devido ao regresso ao trabalho e devido aos processos de climatização, uma vez que julho em 2020 foi o mês mais quente dos últimos 90 anos [85]. Ainda, podemos comprovar que o atelier de Penafiel é um atelier em crescimento, pelo que é de esperar que os consumos continuem a crescer até que a produção estabilize. Figura 39. Consumo de eletricidade ( Ce ) anual dos ateliers de Ponte de Lima e Penafiel. O atelier de Ponte de Lima apresenta um consumo anual (média entre os anos de 2018, 2019 e 2020) de 974801 kWh e o atelier de Penafiel (referente ao ano de 2020 apenas) um consumo anual de 859939 kWh, o que representa 210 tep e 185 tep, respetivamente. A tep (tonelada equivalente de petróleo) é a unidade de energia primária consagrada mundialmente. A estes consumos está associado um gasto monetário anual de aproximadamente 115000 € para Ponte de Lima e 105000 € para Penafiel. Com recurso aos diagramas de carga (diagrama que representa a variação do consumo de energia elétrica em períodos de 15 minutos ao longo do mês), foi possível avaliar a variação diária do consumo 68 de eletricidade. Os valores apresentados na Figura 40 permitem avaliar os consumos de energia dos dois ateliers em questão. Tanto o atelier de Ponte de Lima como o atelier de Penafiel encontram-se a laborar das 5:30 horas até as 22:00 horas, pelo que é de esperar que os consumos sejam superiores neste intervalo, como se comprova pela Figura 40. O decréscimo das 13:30 horas até às 14:00 horas está associado à troca de turno, sendo que nesta meia hora não existe produção. Também é possível confirmar que durante os períodos de atividade, o atelier de Ponte de Lima consome mais energia que o atelier de Penafiel, razão que pode ser justificada pela quantidade de produção e pelo tipo de equipamentos presentes em cada atelier. Tabela 9. Média dos gastos diários por mês de ambos os ateliers. Mês Ponte de Lima Penafiel janeiro 3068 kWh/dia 1521 kWh/dia fevereiro 2911 1998 março 1679 1939 abril 1425 1902 maio 2340 2016 junho 2785 2369 julho 3810 3176 agosto 2641 2390 setembro 3421 2646 outubro 2986 2524 novembro 3124 2696 dezembro 2380 3067 Ambos os ateliers apresentam como fonte a energia elétrica da rede, que é empregue nos usos finais identificados na Figura 41. A Figura 41 tem por base o relatório de uma auditoria energética realizada em 2017 ao atelier de Ponte de Lima, com base nos dados de 2014, 2015 e 2016. O sector produtivo representa a maior parte do consumo energético do edifício, com cerca de 33,3 % do consumo global, enquanto os restantes 66,7 % são empregues em serviços auxiliares, como por exemplo iluminação e climatização. 69 Figura 40. Variação diária da potência ( P ), extraída dos diagramas de carga, para ambos os ateliers. Figura 41. Balanço de energia tendo por base uma auditoria energética realizada em 2017. 70 De forma calcular a potência necessária a instalar, verificou-se qual a potência consumida durante as horas em que se estima que haja produção fotovoltaica. Considerou-se que as horas interessantes de produção de energia são entre as 7:00 horas e as 18:00 horas. Com base nos diagramas de carga de cada atelier e o horário definido anteriormente, e tendo em conta que a energia excedente pode ser vendida à rede, foi possível encontrar um valor a instalar em cada sistema. Para Ponte de Lima, definiuse uma potência a instalar de 360 kW pico e para Penafiel uma potência de 321,3 kW pico. Estes valores foram encontrados e verificados com base no software SmartDesign , da Huawei , onde foram colocadas as informações acerca de cada projeto como consumo anual de cada edifício, radiação incidente, módulo fotovoltaico e as respetivas características, entre outros dados importantes. Comparando as informações recolhidas neste subcapítulo com as informações retiradas da caracterização do recurso solar, podemos concluir que o pico de produção de energia fotovoltaica no mês de julho coincide com o pico de consumo nos ateliers, pelo que é de esperar que a necessidade de recorrer à RESP neste período seja menor. O mês de agosto está associado a grande produção fotovoltaica, contudo o consumo dos ateliers é mais reduzido, pelo que se prevê que a injeção de energia na rede seja superior neste mês. Uma vez que os dados do consumo de eletricidade do atelier de Penafiel (Figura 39) são referentes apenas a um ano, as conclusões apresentadas de seguida podem sofrer alterações, visto que os dados dos próximos anos podem ser diferentes, ou não, dos dados de 2020. Realçando ainda que o ano de 2020 foi um ano atípico devido à pandemia e que o mês de julho de 2020 foi considerado o mês mais quente dos últimos anos. Para além disso, o atelier de Penafiel é um atelier em crescimento, ao qual está associado um aumento do número de colaboradores nos próximos tempos. Este facto implica um aumento do consumo de eletricidade do atelier. Comparando a informação deste subcapítulo com a caracterização do recurso eólico conclui-se que, como os consumos diários dos ateliers ocorrem durante o período de menor incidência de ventos fortes (visto que ambos se encontram a laborar em período diurno), a energia eólica não é a melhor opção para implementar de forma unitária. Isto que dizer que, para o projeto de energia eólica ser rentável, o ideal seria implementar juntamente um sistema de armazenamento. As turbinas produziam energia durante a noite, que seria armazenada para poder ser consumida posteriormente. Caso contrário, no período de maior necessidade de energia, a produção poderia não ser suficiente. 71 4.4.1 INDICADORES DE CONTROLO ENERGÉTICO A utilização de indicadores de controlo energético (ou indicadores de eficiência energética) são uma boa prática a implementar numa empresa, pois permitem estimular práticas de gestão de energia, de modo a trazer vantagens como redução do consumo energético. De forma a facilitar a avaliação do consumo energético, a quantidade de energia consumida num período específico deve ser avaliada com um contexto, isto é, não deve ser avaliado o valor bruto da energia, mas sim compará-lo com um indicador específico nesse período de tempo. Os indicadores utilizados podem ser as horas de produção, a quantidade produzida, a quantidade de colaboradores presentes, o número de horas de abertura, o número de horas trabalhadas, um processo produtivo específico, um equipamento específico, um produto específico, entre outros. Desta forma, é analisada a relação entre o consumo energético e um indicador relevante para o processo produtivo ou para a empresa. A gestão do consumo de energia pode ter duas abordagens: uma abordagem mais pontual e uma abordagem mais sistematizada. Na abordagem pontual inclui-se a realização de auditorias energéticas, realizada por entidades externas. Na abordagem sistematizada, o processo de gestão é contínuo e realizado pela empresa, permitindo fazer uma análise de forma estruturada e contínua no tempo, podendo surgir desta análise ações de melhoria. No caso específico destes ateliers, propõe-se os seguintes indicadores: • kWh / número de colaboradores; • kWh / número de peças produzidas; • Energia solar consumida / consumo total. O ideal é avaliar o consumo de energia pela quantidade de peças produzidas ou então pelas horas de produção interna. Assim sendo, é possível analisar se o consumo aumentou devido a uma mudança na quantidade de peças produzidas ou não. Os indicadores permitirão ter uma caracterização mais detalhada do desempenho energético da instalação. Estes indicadores foram calculados, no entanto devido ao sigilo empresarial, os dados de produção não serão apresentados. 78 módulos produzirem mais do que o que se consome, a energia não é perdida. Obteve-se os resultados presentes na Tabela 11. Tabela 11. Cálculo da quantidade de módulos necessários tendo em conta o projeto e o tipo de módulo em estudo Atelier de Penafiel ( P total = 321,3 kW pico = 3,213 × 105 W pico) Módulo 1 ( Hanwha Q Cells ) P módulo 1 = 380 W N = P total P módulo 1 = 3,213 × 105 380 = 846 módulos do tipo 1 Módulo 2 ( Hanwha Q Cells ) P módulo 2 = 450 W N = P total P módulo 2 = 3,213 × 105 450 = 714 módulos do tipo 2 Módulo 3 ( JA Solar ) P módulo 3 = 380 W N = P total P módulo 3 = 3,213 × 105 380 = 846 módulos do tipo 3 Módulo 4 ( JA Solar ) P módulo 4 = 450 W N = P total P módulo 4 = 3,213 × 105 450 = 714 módulos do tipo 4 Atelier de Ponte de Lima ( P total = 360 kW pico = 3,6 × 105 W pico) Módulo 1 ( Hanwha Q Cells ) P módulo 1 = 380 W N = P total P módulo 1 = 3,6 × 105 380 = 948 módulos do tipo 1 Módulo 2 ( Hanwha Q Cells ) P módulo 2 = 450 W N = P total P módulo 2 = 3,6 × 105 450 = 800 módulos do tipo 2 Módulo 3 ( JA Solar ) P módulo 3 = 380 W N = P total P módulo 3 = 3,6 × 105 380 = 948 módulos do tipo 3 Módulo 4 ( JA Solar ) P módulo 4 = 450 W N = P total P módulo 4 = 3,6 × 105 450 = 800 módulos do tipo 4 Após analisar e comparar as opções selecionadas e descritas nas Tabela 10 e Tabela 12, optouse pelo módulo da JA Solar , modelo JAM72S20, com uma potência unitária de 450 W pico. Trata-se de uma tecnologia monocristalina, umas das tecnologias com melhores valores de eficiência do mercado e com um bom relacionamento qualidade/preço. Estes painéis fotovoltaicos são de elevada rentabilidade e concedem um alto rendimento à instalação. Optou-se pelo módulo com valor de potência unitária superior de forma a reduzir a área da instalação, uma vez que se obtém a potência desejada com um menor número de painéis. O facto de necessitar de menos painéis para o sistema também permite poupar nas estruturas. Apesar do módulo fotovoltaico da Hanwha Q Cells (modelo Q. PEAK DUO XLG9.3) possuir o mesmo valor de potência unitária que o escolhido, optou-se pelo módulo da JA Solar porque esta empresa é líder mundial de células monocristalinas de alta eficiência. Para além disso, a JA Solar é um fabricante TIER 1, o que leva a acreditar na qualidade e confiabilidade dos módulos. Este 79 termo serve para destacar no mercado os fabricantes com boa reputação e que honram os compromissos comerciais e financeiros. De referir que o termo TIER 1 não é um método de avaliação da qualidade dos módulos, pois esta é avaliada através de testes. Tabela 12. Comparação dos diferentes módulos tendo em conta a quantidade de módulos necessária e o investimento para cada projeto Projeto Módulo Potência unitária (W pico) Quantidade de módulos Preço unitário (€/módulo) Investimento módulos (€) Penafiel (potência do sistema de 321,3 kW pico) Módulo 1 380 846 174 ± 20 147204 Módulo 2 450 714 230 ± 24 164220 Módulo 3 380 846 95 ± 14 80370 Módulo 4 450 714 222 ± 29 158508 Ponte de Lima (potência do sistema de 360 kW pico) Módulo 1 380 948 174 ± 20 164952 Módulo 2 450 800 230 ± 24 184000 Módulo 3 380 948 95 ± 14 90060 Módulo 4 450 800 222 ± 29 177600 As principais características do módulo selecionado encontram-se descritas na Tabela 13 e a ficha técnica do módulo no Anexo III – Ficha Técnica do Módulo Fotovoltaico. Tabela 13. Parâmetros elétricos do módulo fotovoltaico selecionado. Fonte: Ficha técnica do produto Características do módulo Unidade Valores Potência Nominal PN W pico 450 Tolerância de Potência Δ P % +5 Tensão de Circuito Aberto U CA V 49,70 Tensão Nominal U MPP V 41,52 Corrente de Curto-Circuito I CC A 11,36 Corrente Nominal I MPP A 10,84 Tensão máxima admissível U máx V 1000 Eficiência η % 20,2 Uma vez que os consumos energéticos e o recurso solar são idênticos em ambos os ateliers, os módulos são os mesmos para os dois projetos. Assim sendo, para o projeto do atelier de Penafiel serão necessários 714 módulos e para o atelier de Ponte de Lima 800 módulos. 80 5.3.1.2 SELEÇÃO DO INVERSOR Depois de conhecida a potência total do sistema, é necessário selecionar os inversores a instalar. Com auxílio ao programa SmartDesign da Huawei , foi feito o dimensionamento dos inversores. Para confirmar os valores obtidos neste dimensionamento, usou-se as fórmulas identificadas no capítulo 3.3 – Método de Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico. Selecionaram-se dois inversores da marca Huawei para incorporar no projeto, um com uma potência mais elevada que o outro. Esta empresa possui serviço de apoio técnico em Portugal o que, em caso de avaria, permite que os equipamentos sejam substituídos num curto período, minimizando as perdas de produção. Na Tabela 14 estão identificados os principais parâmetros técnicos dos inversores e no Anexo IV – Fichas Técnicas dos Inversores encontram-se as fichas técnicas de ambos. Também foi realizado um levantamento dos preços disponíveis no mercado para os dois inversores e calculada a média e o desvio padrão dos preços em análise (Tabela 16). Tabela 14. Parâmetros técnicos dos inversores. Fonte: fichas técnicas dos produtos Características dos inversores Inversor 1 Inversor 2 Marca Huawei Huawei Modelo SUN2000-60KTL-M0 SUN2000-100KTL-M1 Eficiência máxima 98,9 % 98,8 % Dimensões *2 1075 mm  555 mm  300 mm 1035 mm 700 mm  365 mm Peso 74 kg 90 kg Potência nominal (CA) 60 kW 100 kW Tensão máxima de entrada 1100 V 1100 V Faixa tensão operacional MPPT 200 V a 1000 V 200 V a 1000 V Corrente máxima de entrada por MPPT 30 A 26 A Corrente máxima de saída 79,4 A a 100 A 133,7 A a 168,8 A Número máxima de entradas por inversor (strings) 12 2 Número de MPPT’s 6 10 *2 Dimensões = comprimento  largura  espessura Selecionaram-se os inversores acima referidos, pois apresentam uma boa relação qualidade/preço e porque são inversores especialmente indicados para instalações de média potência em regime de 81 autoconsumo devido aos seus vários pontos MPPT independentes. Estes pontos MPPT permitem maximizar a produção da instalação, alcançando eficiências superiores a 98%, nestes casos. Outra razão que levou à escolha destes inversores foi o facto de cumprirem com os padrões de qualidade exigidos para este tipo de instalações (em termos de segurança elétrica e compatibilidade eletromagnética) de acordo com as normas aplicadas. Para realizar manutenção ou na eventual necessidade de interrupção física do sistema, estes inversores possuem um desconector DC de proteção e corte DC. Se detetarem falhas, estes inversores desligam automaticamente, quer estejam em operação ou apenas em standby . Optou-se por utilizar um inversor por cada conjunto de módulos, de modo a melhorar a eficiência do sistema. Foram escolhidos conjuntos de módulos com condições ambientais semelhantes para cada inversor, no que se refere à orientação e sombreamento. O projeto de Penafiel não é afetado por diferenças na orientação e sombreamento dos módulos, no entanto, essa condição é verificada no projeto de Ponte de Lima devido à localização selecionada, por causa da geografia do local e presença dos sobreiros. Com base nos dados obtidos pelo programa SmartDesign o projeto de Ponte de Lima necessita de 3 grupos de módulos fotovoltaicos, cada um com 1 inversor do modelo SUN2000-100KTL-M1. Ao inversor do primeiro grupo estão ligados 267 módulos, o que corresponde a uma potência pico no grupo 1 de 120,15 kW pico; ao inversor do segundo grupo encontram-se ligados 268 módulos, correspondendo a uma potência pico no grupo 2 de 120,6 kW pico; ao inversor do terceiro grupo ficam ligados 265 módulos, correspondendo a uma potência pico no grupo 3 de 119,25 kW pico. Somando as três potências pico de cada grupo, obtemos a potência total do sistema de Ponte de Lima de 360 kW pico. Para o projeto de Penafiel também são necessários 3 grupos de módulos fotovoltaicos, cada um com 1 inversor. O inversor SUN2000-100KTL-M1 é dimensionado para o grupo 1 e para o grupo 2, enquanto que para o grupo 3 é utilizado o inversor SUN2000-60KTL-M0. No grupo 1 são conectados 277 módulos fotovoltaicos ao inversor 100KTL, correspondendo a uma potência pico de 124,65 kW pico; no grupo 2 são conectados 278 módulos ao inversor 100KTL, obtendo uma potência pico de 125,1 kW pico; ao grupo 3 são conectados 159 módulos ao inversor 60KTL, correspondendo a uma potência pico de 71,55 kW pico. Somando as potências pico de cada grupo, obtemos a potência pico instalada de 321,3 kW pico. Relativamente às configurações técnicas do inversor e com base nas fórmulas apresentadas no capítulo 3.3, foi possível identificar as características para cada modelo de inversor (Tabela 15). Para o modelo SUN2000-100KTL-M1, verificou-se que por cada MPPT do inversor é possível ligar 2 strings no 82 máximo, cada uma com no mínimo 5 módulos e no máximo 20 módulos. Para o modelo SUN200060KTL-M0 é possível ligar no máximo 2 strings , cada uma com no mínimo 5 módulos e no máximo 20 módulos, a cada MPPT. Pelas Tabela 17 e Tabela 18, que correspondem a dados extraídos do relatório gerado pelo programa, podemos verificar que as condições calculadas na Tabela 15 são cumpridas. Tabela 15. Cálculos para a configuração do sistema tendo em conta o inversor utilizado Inversor SUN2000-100KTL-M1 Número máximo de módulos conectados em série n máx série = U máx inv U CA (-10 ºC) = 1000 49,7 = 20 módulos Número mínimo de módulos conectados em série n minsérie = U min inv U MPP (70 ºC) = 200 41,52 = 5 módulos Número máximo de strings em paralelo n paralelo = I máx inv I máx painel = 26 11,36 = 2 strings Inversor SUN2000-60KTL-M0 Número máximo de módulos conectados em série n máx série = U máx inv U CA (-10 ºC) = 1000 49,7 = 20 módulos Número mínimo de módulos conectados em série n minsérie = U min inv U MPP (70 ºC) = 200 41,52 = 5 módulos Número máximo de strings em paralelo n paralelo = I máx inv I máx painel = 30 11,36 = 2 strings Tabela 16. Cálculo do investimento dos inversores para cada projeto Inversores Quantidade de inversores Preço unitário (€/inversor) Investimento inversores (€) Ponte de Lima SUN2000-100KTL-M1 3 6255 ± 173 18765 Penafiel SUN2000-100KTL-M1 2 6255 ± 173 12510 SUN2000-60KTL-M0 1 4141 ± 110 4141 83 Tabela 17. Dimensionamento dos inversores para o projeto de Ponte de Lima, com base no relatório gerado pelo programa SmartDesign Ponte de Lima Grupo 1 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E MPPT F MPPT G MPPT H Total Número de PV strings 2 2 2 2 2 2 2 1 * 267 módulos Módulos PV por string 18 18 18 18 18 18 17 17 Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 15,3 7,65 120,15 Grupo 2 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E MPPT F MPPT G MPPT H Total Número de PV strings 2 2 2 2 2 2 1 2 * 268 módulos Módulos PV por string 18 18 18 18 18 18 18 17 Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 8,1 15,3 120,6 Grupo 3 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E MPPT F MPPT G MPPT H Total Número de PV strings 2 2 2 2 2 2 2 1 * 265 módulos Módulos PV por string 18 18 18 18 18 17 17 17 Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 15,3 15,3 7,65 119,25 * número de módulos por string  número de strings por MPPT = número de módulos por grupo 84 Tabela 18. Dimensionamento dos inversores para o projeto de Penafiel, com base no relatório gerado pelo programa SmartDesign Penafiel Grupo 1 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E MPPT F MPPT G MPPT H MPPT I Total Número de PV strings 2 2 2 2 2 2 2 1 1 * 277 módulos Módulos PV por string 18 18 17 17 17 17 17 18 17 Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 8,1 7,65 124,65 Grupo 2 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E MPPT F MPPT G MPPT H - Total Número de PV strings 2 2 2 2 2 2 2 2 - * 278 módulos Módulos PV por string 18 18 18 17 17 17 17 17 - Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 16,2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 - 125,1 Grupo 3 MPPT A MPPT B MPPT C MPPT D MPPT E - - - - Total Número de PV strings 2 2 2 2 1 - - - - * 159 módulos Módulos PV por string 18 18 18 17 17 - - - - Potência de pico por string (kW pico) 16,2 16,2 16,2 15,3 7,65 - - - - 71,55 * número de módulos por string  número de strings por MPPT = número de módulos por grupo 85 É necessário avaliar a compatibilidade destes inversores com o sistema fotovoltaico, sendo que para serem compatíveis devem respeitar a condição referida na (Equação 7). Uma vez que cada inversor está conectado a um grupo de módulos, o cálculo foi realizado com base na potência pico de cada grupo e na potência individual do inversor utilizado. Deste modo, avaliando primeiramente o projeto do atelier de Ponte de Lima e sabendo que os 3 inversores são do mesmo modelo com uma potência de 100 kW pico, obtém-se o seguinte: Grupo 1 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 120,15 kW 1 < 100 kW pico < 1,2 × 120,15 kW 1 ⟺ 84,1 < 100 kW pico < 144,2 Grupo 2 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 120,6 kW 1 < 100 kW pico < 1,2 × 120,6 kW 1 ⟺ 84,4 < 100 kW pico < 144,7 Grupo 3 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 119,25 kW 1 < 100 kW pico < 1,2 × 119,25 kW 1 ⟺ 83,5 < 100 kW pico < 143,1 Usando o mesmo método para avaliar o projeto de Penafiel e relembrando que para o grupo 1 e 2 utilizam-se os inversores SUN2000-100KTL-M1 com uma potência de 100 kW pico e para o grupo 3 o inversor SUN2000-60KTL-M0 com uma potência de 60 kW pico, obteve-se o seguinte: Grupo 1 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 124,65 kW 1 < 100 kW pico < 1,2 × 124,65 kW 1 ⟺ 87,3 < 100 kW pico < 149,6 86 Grupo 2 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 125,1 kW 1 < 100 kW pico < 1,2 × 125,1 kW 1 ⟺ 87,6 < 100 kW pico < 150,1 Grupo 3 0,7 × P PV N inv < P IND < 1,2 × P PV N inv ⟺ 0,7 × 71,55 kW 1 < 60 kW pico < 1,2 × 71,55 kW 1 ⟺ 50,1 < 60 kW pico < 85,9 Com os resultados anteriores, podemos concluir que os inversores são compatíveis com os grupos em que atuam. Esta compatibilidade permite alcançar uma maior eficiência global do sistema. Também foi calculado o fator de dimensionamento (FDI) (Equação 8) para cada grupo tendo em conta a potência individual do inversor. Os resultados obtidos para Ponte de Lima foram os seguintes: Grupo 1 FDI = P inv P grupo = 100 kW 120,15 kW = 0,832 Grupo 2 FDI = P inv P grupo = 100 kW 120,6 kW = 0,829 Grupo 3 FDI = P inv P grupo = 100 kW 119,25 kW = 0,839 Para Penafiel foram obtidos os seguintes resultados: Grupo 1 FDI = P inv P grupo = 100 kW 124,65 kW = 0,802 Grupo 2 FDI = P inv P grupo = 100 kW 125,1 kW = 0,799 87 Grupo 3 FDI = P inv P grupo = 60 kW 71,55 kW = 0,839 Com estes resultados, podemos concluir que os inversores se encontram dentro da gama recomendada, tanto para o projeto de Ponte de Lima como para o projeto de Penafiel. Após analisar todos os resultados e comparar a compatibilidade dos inversores com os módulos fotovoltaicos e com a distribuição destes (número de módulos em série e por string ), podemos concluir que o sistema é compatível e que a configuração selecionada é possível. 5.3.1.3 SELEÇÃO DA ESTRUTURA DE FIXAÇÃO Após identificar os locais para a implantação dos projetos, é necessário decidir que estruturas de fixação serão utilizadas. Ambos os projetos estão localizados em locais com alguma frequência de vento forte e precipitação, pelo que as estruturas devem possuir como requisito resistência ao vento e à corrosão. Optou-se por estruturas fixas compostas por alumínio, onde os módulos são fixados. De forma a conferir maior resistência, cada módulo é interligado aos módulos ao seu redor. A estrutura do projeto de Ponte de Lima é colocada no solo, o que apresenta vantagens como fácil manutenção, estrutura robusta, contudo é mais propícia a acumular poeiras e ao contacto com animais. De modo a identificar a inclinação necessária para os módulos fotovoltaicos, utilizou-se a (Equação 4). Sabendo que o atelier de Ponte de Lima se encontra a uma latitude de 41,69º, então o ângulo ótimo para os painéis é de 32,47º. α op = 3,7 + 0,69 × φPonte de Lima = 3,7 + 0,69 × 41,69 = 32,47 ° Uma vez que o terreno destinado ao projeto de Ponte de Lima possui um declive de aproximadamente 16º (valor calculado pelas plantas do edifício) então, subtraindo a inclinação ótima dos painéis pelo declive do local, obtemos a inclinação a que devemos colocar os painéis. Assim sendo, as estruturas de suporte dos painéis no terreno devem possuir uma inclinação de aproximadamente 16,5 graus de forma a maximizar a produção de energia. Por fim, é necessário calcular a distância entre os painéis fotovoltaicos, de modo a que não exista sombreamento causado pelos painéis uns sobre os outros. Para tal, foi utilizada a (Equação 5), sendo necessários os dados do comprimento do painel (2120 mm = 2,12 m), da inclinação adotada e do menor ângulo de altitude solar que em Portugal é de aproximadamente 28º, sendo este o valor adotado para o cálculo. Pelo resultado, conclui-se que a distância entre as strings dos painéis deve ser no mínimo de 3,2 m de forma a não criar sombreamento. 94 Tabela 20. Custos iniciais dos equipamentos para o projeto de Penafiel (potência instalação de 321,3 kW pico) Valor unitário Valor total Valor específico € / equipamento € €/W pico Módulos 222 158508 0,493 Inversores 6255 12510 0,052 4141 4141 Outros custos - 145656 *3 0,453 Total - 320815 0,998 Nota: aos valores apresentados acresce o valor de IVA à taxa legal. *3 Com o auxílio da empresa contactada, foi feita uma estimativa dos restantes custos (sem contar com o investimento dos módulos e dos inversores), onde se incluiu a estrutura, cablagem, mão-de-obra e os custos das taxas de registo e de certificação de acordo com a Portaria n.º 16/2020 de 23 de janeiro (taxa de registo da UPAC com potência entre 250 kW e 1000 kW com injeção na rede = 600 € e a taxa de certificação nos mesmo termos = 360 €). Com estes resultados, estima-se que o valor do investimento inicial para o projeto de Ponte de Lima seja de 246700 € e para Penafiel de 329815 €. Deste investimento, os módulos apresentam o maior valor, correspondendo a cerca de 72 % do investimento total de Ponte de Lima e cerca de 59 % do total de Penafiel. Verifica-se que o investimento para o projeto de Penafiel é superior ao do projeto de Ponte de Lima, apesar da potência instalada em Ponte de Lima ser superior. A diferença advém da necessidade da estrutura de fixação, já que a estrutura de Penafiel é maior, mais complexa, logo mais cara, uma vez que é necessário construir a estrutura carport . Comparando o custo pela potência instalada verifica-se que para Ponte de Lima o valor é de 0,685 €/W pico e para Penafiel é de 0,998 €/W pico. Mais uma vez, esta diferença de valores é devido ao investimento da estrutura carport , pois quando comparados os investimentos dos módulos e dos inversores pela potência instalada de cada UPAC, o valor é semelhante. Apesar desta diferença, o projeto de Penafiel é atrativo, pois acaba por melhorar as condições de trabalho dos colaboradores do atelier de Penafiel, ao gerar sombreamento aos veículos. Para calcular a produção de energia de cada UPAC foi considerado o valor de degradação dos módulos. De acordo com a ficha técnica do produto, é possível verificar que a produtividade dos módulos fotovoltaicos decai anualmente, então estimou-se uma perda de eficiência anual de 0,55 %. A estimativa de produção anual do sistema é feita durante o período de vida útil dos módulos, que se considerou 95 como sendo no mínimo 25 anos de acordo com o fabricante. Esta taxa de degradação permite estimar as perdas de produção do sistema de ano para ano. Consideraram-se 2 parâmetros financeiros para o estudo económico do projeto: a taxa de inflação e as tarifas de custo ( Tabela 22). A primeira é necessária para calcular o tempo de retorno do investimento e para avaliar como varia o valor do preço dos bens e serviços com o passar do tempo. A taxa de inflação considerada foi de 2 %, valor calculado pela média das últimas duas décadas. A tarifa de custo corresponde à média entre a tarifa de ponta e a tarifa de cheia (valores retirados das faturas de eletricidade de cada atelier), pois é durante este período que se produz energia pelo sistema. Para os dois projetos, foi calculada a tarifa de custo (Tabela 21). Tabela 21. Cálculo da tarifa de custo para os dois projetos Valor da tarifa (€/kWh) Tarifa de Custo (€/kWh) Ponte de Lima Horas de Ponta 0,11186 0,10271 Horas de Cheia 0,09356 Penafiel Horas de Ponta 0,11839 0,11010 Horas de Cheia 0,10180 Tabela 22. Parâmetros financeiros utilizados para a análise Parâmetro Numerário Unidades Tarifa de custo Ponte de Lima 0,10271 €/kWh Penafiel 0,11010 €/kWh Taxa de inflação 2,00 % 6.2 ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÓMICA O objetivo da análise económica consiste em estudar se o investimento resultará numa poupança económica ou não. Como ambos os projetos são de autoconsumo conectados à rede, a poupança consiste no valor de tarifa que se evitou devido à energia produzida pelo sistema. Para tal, é necessário calcular a quantidade de energia que o sistema é capaz de produzir, de modo a encontrar a diferença entre a energia produzida pelo sistema e a energia consumida no edifício. Para quantificar as reduções de consumo de energia disponibilizada pela rede pública, foi feita uma análise ao perfil de consumo da empresa e ao perfil gerador das UPAC em estudo. 96 Como despesas consideraram-se os gastos de manutenção e de seguro, que são iguais para ambos os projetos. O seguro acarreta gastos de 4 €/kW pico e a manutenção gastos anuais de 1500 € que englobam monitorização, operação e manutenção preventiva por parte de uma empresa externa. A manutenção no primeiro ano é gratuita, tendo em conta os ideais da empresa contactada. Neste serviço, a empresa contactada responsabiliza-se pela monitorização e alertas (UPAC monitorizada em tempo real pela empresa, verificando de forma contínua a capacidade de produção), visitas de inspeção, manutenção preventiva (a empresa elabora um plano de atividades de manutenção que é executado uma vez em cada ano de operação da UPAC), relatório anual de operação e manutenção e gestão das garantias dos equipamentos. Os dados do projeto de Ponte de Lima e de Penafiel utilizados na análise de investimento encontram-se resumidos na Tabela 23. Tabela 23. Resumos dos dados do projeto de Ponte de Lima e de Penafiel Dados do projeto Ponte de Lima Penafiel Potência instalada kW pico 360 321,3 Necessidade energética kWh 974801 859939 Produção 1º ano kWh 526072 463351 Autoconsumo 1º ano kWh 383395 356649 Produção específica 1º ano kWh/kW pico 1461 1442 Investimento inicial € 246700 320815 Tarifa €/kWh 0,10271 0,11010 Seguro anual €/kW pico 4 4 Manutenção anual €/ano 1500 1500 Depreciação do módulo %/ano 0,55 0,55 Inflação %/ano 2 2 O valor da necessidade energética corresponde aos gastos atuais dos ateliers. Os valores da estimativa de produção e do autoconsumo no primeiro ano foram retirados do relatório emitido pela empresa contactada. As estimativas de produção e custos foram calculadas tendo em conta o valor da taxa de inflação e a taxa de depreciação do produto. Para calcular a evolução da energia produzida pelo sistema ao longo 97 do tempo utilizou-se o cálculo a seguir representado. Como exemplo, encontra-se o cálculo da produção de energia do segundo ano do projeto de Ponte de Lima. EPn = EPn-1 × (1 - td ) ⟺ EP2 = EP1 × (1 - td ) ⟺ EP2 = 526072 × (1 - 0,0055) = 523179 kWh Onde: • EP – energia produzida pelo sistema (kWh); • n – ano em estudo (ano); • td – taxa de depreciação (%/ano). O cálculo do autoconsumo seguiu a mesma metodologia adotada anteriormente. Como exemplo, encontra-se o cálculo do autoconsumo no segundo ano do projeto de Ponte de Lima. ACn = ACn-1 × (1 - td ) ⟺ AC2 = AC1 × (1 - td ) ⟺ AC2 = 383395 × (1 - 0,0055) = 381286 kWh Onde: • AC – energia produzida pelo sistema que é consumida no edifício (kWh); • n – ano em estudo (ano); • td – taxa de depreciação (%/ano). A variação do valor da tarifa ao longo do ano foi calculada tendo em conta a taxa de inflação e o valor de tarifa calculado anteriormente para cada projeto (Tabela 21). Como exemplo, encontra-se o cálculo do valor da tarifa no segundo ano do projeto de Ponte de Lima. TCn = TC1 × (1 + ti × ( n - 1)) ⟺ TC2 = TC1 × (1 + ti × ( n - 1)) ⟺ TC2 = 0,10271 × (1 + 0,02 × 1) = 0,10476 €/kWh Onde: • TC – valor da tarifa de custo (€/kWh); • TC1 – valor da tarifa de custo calculado anteriormente (Tabela 21) (€/kWh); • n – ano em estudo (ano); • ti – taxa de inflação (%/ano). 98 A poupança gerada refere-se ao valor que se poupou ao não utilizar energia proveniente da rede e é calculada através do produto entre a energia produzida pelo sistema que é consumida no edifício e a tarifa de custo. Como exemplo, encontra-se o cálculo do valor da poupança gerada no primeiro ano do projeto de Ponte de Lima. PGn = ACn × TCn ⟺ PG1 = AC1 × TC1 ⟺ PG1 = 383395 × 0,10271 = 39379 € Onde: • PG – poupança gerada (€); • AC – Energia produzida pelo sistema que é consumida no edifício (kWh); • TC – valor da tarifa de custo (€/kWh); • n – ano em estudo (ano). Para calcular o valor proveniente da venda de energia à rede utilizou-se a (Equação 18). O cálculo foi realizado para o ano completo, pelo que se considerou um valor médio de OMIE de aproximadamente 39,5 €/MWh. Como exemplo, encontra-se o cálculo do valor da remuneração resultante do excedente no primeiro ano do projeto de Ponte de Lima. Rn = ( EPn - ACn ) × OMIE × 0,9 ⟺ R1 = ( EP1 - AC1 ) × 0,039468 × 0,9 ⟺ R1 = (526072 - 383395) × 0,039468 × 0,9 = 5068 € Onde: • R – remuneração da eletricidade fornecida à rede (€); • EP – energia produzida pelo sistema (kWh); • AC – energia produzida pelo sistema que é consumida no edifício (kWh); • OMIE – operador do Mercado Ibérico de Energia (€/kWh). • n – ano em estudo (ano). Foi calculada a variação do valor do seguro ao longo do tempo tendo em conta a taxa de inflação. O seguro apresenta um custo de 4 €/kW pico. Como exemplo, encontra-se o cálculo do valor do seguro no segundo ano do projeto de Ponte de Lima. O valor do seguro no primeiro ano é calculado através do produto entre o custo do seguro (4 €/kW pico) e a potência instalada (no caso de Ponte de Lima a potência instalada foi de 360 kW pico). Sn = Sn-1 × (1 + ti ) 99 ⟺ S2 = S1 × (1 + ti ) ⟺ S2 = (4 × 360) × (1 + 0,02) = 1469 € Onde: • S – valor do seguro (€); • n – ano em estudo (ano); • ti – taxa de inflação (%/ano). Foi calculada a variação do valor da manutenção ao longo do tempo tendo em conta a taxa de inflação. Relembrando que no primeiro ano a manutenção é gratuita e no segundo ano tem um valor de 1500 €. Como exemplo encontra-se o cálculo do valor de manutenção no terceiro ano do projeto de Ponte de Lima. Mn = Mn-1 × (1 + ti ) ⟺ M3 = M2 × (1 + ti ) ⟺ M3 = 1500 × (1 + 0,02) = 1530 € Onde: • M – valor da manutenção (€); • n – ano em estudo (ano); • ti – taxa de inflação (%/ano). Os fluxos de caixa anuais foram calculados através da diferença entre as receitas (poupança gerada e remuneração da energia injetada na rede) e as despesas (seguro e manutenção). Como exemplo encontra-se o cálculo do fluxo de caixa no primeiro ano do projeto de Ponte de Lima. CFn = ( PGn + Rn ) - ( Mn + Sn ) ⟺ CF1 = ( PG1 + R1 ) - ( M1 + S1 ) ⟺ CF1 = (39379 + 5068) - (0 + 1440) = 43007 € Onde: • CF – valor do fluxo de caixa (€); • PG – poupança gerada (€); • R – remuneração da eletricidade fornecida à rede (€); • M – valor da manutenção(€); • S – valor do seguro (€); • n – ano em estudo (ano). 100 Os fluxos de caixa acumulados foram calculados somando ao investimento inicial os fluxos de caixa gerados em cada ano. Como exemplo encontra-se o cálculo do fluxo de caixa acumulado no terceiro ano do projeto de Ponte de Lima. CFAn = I0 + ∑CFn ⟺ CFA3 = I0 + CF1 + CF2 + CF3 ⟺ CFA3 = (-246700) + 43007 + 42117 + 42689 = 118887 € Onde: • CFA – valor do fluxo de caixa acumulado (€); • I0 – valor do investimento inicial (€); • CF – valor do fluxo de caixa (€); • n – ano em estudo (ano). Estes dados encontram-se em mais detalhe nas Tabela 24 e Tabela 25. 101 Tabela 24. Análise económica do projeto de Ponte de Lima Anos Produção (kWh) Autoconsumo (kWh) Tarifa (€/kWh) Poupança gerada (€) Venda do excedente (€) Seguro (€) Manutenção (€) CF anual (€) CF anual acumulado (€) 0 - - - - - - - -246700 -246700 1 526072 383395 0,10271 39379 5068 1440 0 43007 -203693 2 523179 381286 0,10476 39945 5141 1469 1500 42117 -161576 3 520301 379189 0,10682 40504 5213 1498 1530 42689 -118887 4 517439 377104 0,10887 41056 5284 1528 1561 43252 -75635 5 514594 375030 0,11093 41601 5354 1559 1592 43804 -31831 6 511763 372967 0,11298 42138 5423 1590 1624 44348 12517 7 508949 370916 0,11504 42668 5491 1622 1656 44882 57399 8 506149 368876 0,11709 43191 5559 1654 1689 45407 102806 9 503366 366847 0,11914 43707 5625 1687 1723 45922 148728 10 500597 364829 0,12120 44216 5691 1721 1757 46429 195157 11 497844 362823 0,12325 44719 5755 1755 1793 46926 242083 12 495106 360827 0,12531 45214 5819 1790 1828 47414 289497 13 492383 358843 0,12736 45702 5882 1826 1865 47893 337390 14 489674 356869 0,12941 46184 5944 1863 1902 48363 385753 15 486981 354906 0,13147 46659 6005 1900 1940 48824 434576 16 484303 352954 0,13352 47127 6065 1938 1979 49276 483852 17 481639 351013 0,13558 47589 6125 1977 2019 49719 533571 18 478990 349082 0,13763 48045 6183 2016 2059 50153 583723 19 476356 347162 0,13969 48494 6241 2057 2100 50578 634301 20 473736 345253 0,14174 48936 6298 2098 2142 50994 685295 21 471130 343354 0,14379 49372 6354 2140 2185 51402 736696 22 468539 341466 0,14585 49802 6410 2183 2229 51800 788497 23 465962 339588 0,14790 50226 6464 2226 2273 52190 840687 24 463399 337720 0,14996 50643 6518 2271 2319 52571 893258 25 460851 335862 0,15201 51055 6571 2316 2365 52944 946202 Total 12319301 8978159 - 1138174 146484 46124 45633 1192902 8740364 102 Tabela 25. Análise económica do projeto de Penafiel Anos Produção (kWh) Autoconsumo (kWh) Tarifa (€/kWh) Poupança gerada (€) Venda do excedente (€) Seguro (€) Manutenção (€) CF anual (€) CF anual acumulado (€) 0 - - - - - - - -320815 -320815 1 463351 356649 0,11010 39267 3790 1285 0 41772 -279043 2 460803 354687 0,11230 39832 3845 1311 1500 40866 -238177 3 458268 352737 0,11450 40390 3899 1337 1530 41421 -196756 4 455748 350797 0,11671 40940 3952 1364 1561 41967 -154789 5 453241 348867 0,11891 41483 4004 1391 1592 42504 -112284 6 450748 346948 0,12111 42019 4056 1419 1624 43032 -69252 7 448269 345040 0,12331 42548 4107 1447 1656 43551 -25701 8 445804 343143 0,12551 43069 4157 1476 1689 44061 18360 9 443352 341255 0,12772 43584 4207 1506 1723 44562 62921 10 440913 339378 0,12992 44091 4256 1536 1757 45054 107975 11 438488 337512 0,13212 44592 4304 1567 1793 45537 153512 12 436077 335655 0,13432 45086 4352 1598 1828 46011 199523 13 433678 333809 0,13652 45573 4399 1630 1865 46477 246000 14 431293 331973 0,13873 46053 4445 1663 1902 46934 292934 15 428921 330148 0,14093 46527 4491 1696 1940 47382 340316 16 426562 328332 0,14313 46994 4536 1730 1979 47821 388137 17 424216 326526 0,14533 47455 4580 1764 2019 48252 436389 18 421882 324730 0,14753 47909 4624 1800 2059 48674 485063 19 419562 322944 0,14974 48356 4668 1836 2100 49088 534151 20 417255 321168 0,15194 48798 4710 1872 2142 49493 583644 21 414960 319401 0,15414 49233 4752 1910 2185 49890 633534 22 412677 317645 0,15634 49661 4793 1948 2229 50278 683811 23 410408 315898 0,15854 50084 4834 1987 2273 50658 734469 24 408150 314160 0,16075 50500 4874 2027 2319 51029 785498 25 405906 312432 0,16295 50910 4914 2067 2365 51392 836889 Total 10850530 8351834 - 1134953 109549 41165 45633 1157704 6447123 103 Analisando os resultados das Tabela 24 e Tabela 25, é possível comprovar que existe um excesso de produção que não é consumido no edifício (excesso que ocorre maioritariamente ao fim de semana) que pode ser rentabilizado como venda de energia à rede. Este valor é calculado pela diferença entre a energia produzida pelo sistema e a energia produzida pelo sistema que é consumida no edifício. Pela estimativa de produção realizada concluiu-se que o excesso de produção tem um valor no primeiro ano de aproximadamente 142677 kWh para Ponte de Lima e 106702 kWh para Penafiel. Calculou-se o valor proveniente da rentabilização deste excesso de energia, para que sejam obtidos lucros. Assim, obtém-se um ganho anual de 5068 € no primeiro ano com a venda do excedente à rede pública para Ponte de Lima e 3790 € no primeiro ano para Penafiel (Tabela 26). Tabela 26. Análise dos parâmetros associados à possibilidade de venda de excessos à rede para o 1º ano Parâmetro Valor Ponte de Lima Excesso de energia kWh/ano 142677 OMIE €/MWh 39,5 Remuneração (1º ano) €/ano 5068 Penafiel Excesso de energia kWh/ano 106702 OMIE €/kWh 39,5 Remuneração (1º ano) €/ano 3790 A UPAC de Ponte de Lima tem um índice de autoconsumo de 72,88 % e a UPAC de Penafiel de 76,97 %. No entanto, o índice de autossuficiência é de apenas 39,33 % em Ponte de Lima e 41,47 % em Penafiel. Para alcançar o objetivo de um edifício 100 % autossuficiente, apenas uma parte é atingida com a implementação das UPAC. A Figura 47 mostra o efeito que a taxa de degradação dos módulos tem na produção de energia no período de vida útil das UPAC. Como em ambos os projetos se utilizam os mesmos módulos fotovoltaicos (logo a taxa de degradação é a mesma para os projetos), verificou-se que após 25 anos o sistema produz 87,6 % da capacidade de produção do primeiro ano, ou seja, após 25 anos há uma perda de 12,4 % da capacidade produtiva. Analisando os dados da Tabela 27, concluiu-se que o período de retorno do investimento, ou payback , ocorre entre o 5º e o 6º ano para Ponte de Lima, mais especificamente, após 5,21 anos e para Penafiel ocorre entre o 6º e o 7º ano, mais especificamente, após 6,90 anos. O valor de payback do projeto de Penafiel é maior 110 [15] DGEG, “Produção de Energia Elétrica a partir de FER (1995-2019),” 2020. Disponível em: https://www.dgeg.gov.pt/pt/estatistica/energia/renovaveis/ (consultado a 05 mai. 2021). [16] IRENA, “Trends in Renewable Energy,” 2020. Disponível em: https://public.tableau.com/views/IRENARETimeSeries/Charts?:embed=y&:showVizHome=no& publish=yes&:toolbar=no (consultado a 08 jul. 2021). 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A análise foi realizada às três etapas do projeto [17]: • Fase de construção: ocorre desde a extração da matéria-prima, tratamento de materiais, produção dos equipamentos e instalação do projeto. • Fase de exploração: funcionamento dos painéis solares e a manutenção das infraestruturas; • Fase de desativação: remoção das infraestruturas, desmonte e descarte dos equipamentos. Os critérios de análise permitem identificar se o impacto é positivo ou negativo para o ambiente e para a sociedade, se têm uma incidência direta ou indireta, qual a probabilidade de este ocorrer e qual a severidade do mesmo. Esta análise é direcionada para a implementação do projeto em questão, com base no conhecimento e avaliação existente sobre os impactos ambientais gerados por projetos semelhantes, possibilitando a previsão dos efeitos causados pelo projeto. Os impactos associados a este projeto terão repercussões nos seguintes descritores socioambientais: Geologia e Morfologia (GM); Solos (S); Ruído e Vibrações (RV); Clima (C); Flora /Fauna (FF); Paisagem (P); Recursos hídricos (RH); Qualidade do ar (QA); Emprego e estrutura económica (EE); Resíduos (Re); Qualidade de Vida (QV). Tabela 29. Critérios selecionados para análise de significância [90] Critério Escala Definição Nível Situação (Sit) Normal (N) A situação ocorre em sequência da rotina operacional. N. a. Anormal (A) A situação ocorre em situações não rotineiras, como manutenção, pausas... N. a. Emergência (E) A situação ocorre perante ocasiões inesperadas, como acidentes, colapso de estruturas, falha operacional, incêndios, inerentes ao processo. N. a. 118 Continuação da Tabela 29. Critérios selecionados para análise de significância Direção (Dir) Negativo (-) A ação realizada apresenta repercussões negativas para o meio ambiente e para a saúde e segurança das populações. N. a. Positivo (+) A ação realizada apresenta repercussões benéficas para o meio ambiente e para a saúde e segurança das populações. N. a. Incidência (Inc) Direto (Dir) Impacto determinado diretamente pelo projeto (funcionamento das tecnologias e atividades de preparação do terreno/desmonte). N. a. Indireto (Ind) Impacto induzido pelas atividades relacionadas com o projeto. N. a. Duração (Dur) Permanente (P) Após finalizar a ação, o impacto permanece por um longo período de tempo. Inclui quando a ação ocorre durante a vida útil das tecnologias (até ao desmonte das mesmas). N. a. Temporário (T) Após finalizar a ação, é necessário decorrer um período de tempo curto para que o impacto seja neutralizado. N. a. Probabilidade (P) Remoto Dificilmente ocorre o impacto. 1 Pouco provável O impacto ocorre mais que 1 vez por mês até ao máximo de 1 vez por semana. 2 Provável O impacto ocorre mais que 1 vez por semana até ao máximo de 1 vez por dia. 3 Muito provável O impacto ocorre mais que 1 vez por dia ou continuamente. 4 Gravidade (G) Impacto negligenciável O impacto não causa danos negativos no meio ambiente e nas populações. 1 Baixo impacto O impacto pode comprometer o meio ambiente, mas pode ser revertido com pequenas ações. 2 Impacto moderado O impacto pode comprometer o meio ambiente e são necessários mais recursos para revertê-lo. 3 Elevado impacto O impacto compromete o meio ambiente e a recuperação é quase impossível. 4 Índice de Significância (IS) IS = P × G Não significativo O impacto não apresenta alterações na qualidade de vida. Se IS ≤ 8 Significativo O impacto leva a alterações na qualidade de vida. Se IS > 8 Nota: N. a. = Não aplicável 119 Tabela 30. Matriz de avaliação dos aspetos e impactos socioambientais associados à implantação de painéis fotovoltaicos em ambos os ateliers [Feito pelo autor] Fase do projeto Atividade / Ação Aspeto socioambiental Situação Impacto socioambiental Direção Incidência Duração Índice de significância IS = P x G Descritor afetado Atelier afetado P/F G Significância Construção Instalação e funcionamento de infraestruturas de apoio à obra Modificação da geologia e morfologia do terreno N Destruição do substrato - Ind P 3 2 6 NS GM Ambos Alteração da forma de relevo do terreno - Ind P 3 2 6 NS GM Ambos Ocupação de espaço N Perda de solo - Ind P 4 2 8 NS S Ambos Degradação/destruição da fauna e flora N Perda de vegetação - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Perda de habitats - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Perda de indivíduos das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Perturbação das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Perda de espaço biótico - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Modificação da paisagem N Alteração paisagística - Dir T 4 2 8 NS P Ambos Construção de novos acessos Ocupação de espaço N Perda de solo - Dir P 4 2 8 NS S Ponte Lima Degradação/destruição da fauna e flora N Perda de vegetação - Ind T 3 2 6 NS FF Ponte Lima Perda de habitats - Ind T 3 2 6 NS FF Ponte Lima Perda de indivíduos das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ponte Lima Perturbação das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ponte Lima Perda de espaço biótico - Ind T 3 2 6 NS FF Ponte Lima Modificação da paisagem N Alteração paisagística - Dir P 4 2 8 NS P Ponte Lima Emissão de ruído N Poluição sonora - Ind T 3 2 6 NS R Ponte Lima 126 Continuação da Tabela 30. Matriz de avaliação dos aspetos e impactos socioambientais associados à implantação de painéis fotovoltaicos em ambos os ateliers [Feito pelo autor] F.P. Atividade/Ação Aspeto socioambiental Sit Impacto socioambiental Dir Inc Dur P/F G Significância Descritor Atelier Desativação Transporte dos equipamentos Degradação da qualidade do ar N Poluição atmosférica - Ind T 4 3 12 S QA Ambos Aumento da emissão de poluentes - Ind T 4 3 12 S QA Ambos Produção de ruído e vibrações N Poluição sonora - Ind T 4 2 8 NS R Ambos Perturbação das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Recuperação das áreas afetadas Recuperação natural da vegetação N Aumento da vegetação + Ind P 3 1 3 NS FF Ponte Lima Recuperação dos habitats naturais + Ind P 3 1 3 NS FF Ponte Lima Melhoria do espaço biótico + Ind P 3 1 3 NS FF Ponte Lima Comum para todas as fases Incêndio Consumo de água no combate ao incêndio E Depleção dos recursos hídricos - Ind T 4 3 12 S RH Ambos Consumo de produtos químicos (uso dos extintores) E Contaminação dos recursos naturais - Ind T 4 3 12 S S Ambos Poluição atmosférica - Ind P 4 4 16 S QA Ambos Produção de resíduos no combate ao incêndio E Ocupação de solo - Ind T 3 3 9 S S Ambos Emissões de poluentes associados ao incêndio E Poluição da atmosférica - Ind P 4 4 16 S QA Ambos Derrame Vazamento de produtos perigosos E Contaminação do solo - Ind T 4 4 16 S S Ambos Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 3 4 12 S RH Ambos Contaminação atmosférica - Ind P 3 4 12 S QA Ambos 127 Continuação da Tabela 30. Matriz de avaliação dos aspetos e impactos socioambientais associados à implantação de painéis fotovoltaicos em ambos os ateliers [Feito pelo autor] F.P. Atividade/Ação Aspeto socioambiental Sit Impacto socioambiental Dir Inc Dur P/F G Significância Descritor Atelier Comum a todas as fases Circulação de veículos e pessoas Derrame de óleo/combustíveis E Contaminação do solo - Ind T 4 3 12 S S Ambos Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 3 3 9 S RH Ambos Compactação do solo N Modificação das condições naturais de infiltração - Ind T 2 2 4 NS RH Ambos Movimentação de terras e máquinas, que leva à deposição de poeiras na vegetação e nos painéis fotovoltaicos N Implicações fitossanitárias - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Mau funcionamento dos painéis - Ind T 3 2 6 NS C Ambos Produção de ruído e vibrações N Poluição sonora - Ind T 4 2 8 NS R Ambos Perturbação das espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Emissão de poluentes N Degradação da qualidade do habitat das espécies - Ind T 2 2 4 NS FF Ambos Poluição atmosférica - Ind P 3 3 9 S QA Ambos Perturbação da flora e fauna N Pisoteio da vegetação - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Esmagamento e atropelamento de espécies - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Destruição da vegetação - Ind T 3 2 6 NS FF Ambos Consumo de pneus e acessórios dos veículos N Depleção dos recursos naturais - Ind T 2 2 4 NS S Ambos Poluição do solo - Ind T 3 2 6 NS S Ambos 128 Continuação da Tabela 30. Matriz de avaliação dos aspetos e impactos socioambientais associados à implantação de painéis fotovoltaicos em ambos os ateliers [Feito pelo autor] F.P. Atividade/Ação Aspeto socioambiental Sit Impacto socioambiental Dir Inc Dur P/F G Significância Descritor Atelier Comum a todas as fases Produção de resíduos e efluentes domésticos Inadequada gestão de resíduos sólidos N Ocupação de solo - Ind T 4 3 12 S S Ambos Contaminação do solo - Ind T 3 3 9 S S Ambos Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 3 3 9 S RH Ambos Descarga de efluentes N Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 4 3 12 S RH Ambos Transporte dos resíduos realizado por entidades certificadas N Emissão de poluentes - Ind T 3 2 6 NS QA Ambos Necessidade de mão-de-obra e terreno Aluguer e utilização do espaço N Estímulo ao desenvolvimento turístico da região + Ind P 3 1 3 NS EE Ambos Diminuição de espaço para atividades agrícolas - Ind P 4 2 8 NS S Ambos Criação de postos de trabalho N Redução da taxa de desemprego + Ind P 3 1 3 NS EE Ambos Aumento dos rendimentos + Ind P 2 1 2 NS EE Ambos Presença dos trabalhadores N Aumento da atividade económica + Ind P 3 1 3 NS EE Ambos Perturbação do quotidiano - Ind P 4 2 8 NS EE Ambos Aumento de tráfego local - Ind P 3 2 6 NS EE Ambos Riscos de acidente de trabalho E Menor qualidade de vida - Ind T 3 2 6 NS EE Ambos Atividades administrativas Consumo de consumíveis N Depleção dos recursos naturais - Ind P 3 2 6 NS S Ambos Contaminação do solo - Ind T 2 3 6 NS S Ambos Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 2 3 6 NS RH Ambos Consumo de energia elétrica N Depleção dos recursos naturais - Ind T 3 2 6 NS S Ambos Produção de resíduos de materiais do escritório N Ocupação do solo - Ind T 3 2 6 NS S Ambos Descarte de efluentes domésticos N Contaminação dos recursos hídricos - Ind T 4 2 8 NS RH Ambos 129 ANEXO II – SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA Nesta secção encontra-se uma pesquisa acerca das principais tecnologias de armazenamento disponíveis no mercado, de acordo com o tipo de armazenamento (mecânico, térmico, elétrico ou químico). ARMAZENAMENTO DE ENERGIA MECÂNICA O armazenamento de energia mecânica pode ser subdividido em duas formas, energia potencial e energia cinética. As tecnologias associadas ao armazenamento de energia potencial são o armazenamento de energia de ar comprimido e o armazenamento de bombeamento hidrelétrico, enquanto que o armazenamento de energia cinética é em volantes de inércia [34]. AR COMPRIMIDO O armazenamento de ar comprimido, conhecido por Compressed Air Energy Storage (CAES), é um sistema de armazenamento mecânico equiparável ao bombeamento hidrelétrico em termos de capacidade de armazenamento, como se pode verificar pela Figura 14. É considerado um sistema de armazenamento de energia potencial devido ao potencial elástico do ar comprimido [39, 40, 91]. O funcionamento de um CAES clássico em períodos de carga ocorre da seguinte forma: em alturas de excesso de energia, esta é usada para ligar um motor que aciona um compressor de ar que tem como função bombear o ar para tanques de armazenamento, onde é depositado sob pressão. Durante o processo, há produção de calor. Neste sistema, o calor é removido através de um refrigerador de ar e libertado na atmosfera. Usualmente, o processo ocorre com pressões entre os 40 e 80 bar e em temperaturas próximas à temperatura ambiente. Por sua vez, o processo de descarga é o seguinte: quando existe necessidade de energia, o ar comprimido é libertado do reservatório. Consequentemente, o reservatório começa a perder o calor, sendo necessário ser aquecido para aumentar a eficiência. Assim sendo, o ar comprimido é misturado com gás natural numa câmara de combustão de modo a acionar a turbina, reconvertendo a energia armazenada em energia elétrica para poder ser fornecida à rede. Usualmente, o reservatório é carregado durante a noite e descarregado durante o dia, em horas de pico de consumo de energia (Figura 49) [34, 42, 91]. O processo CAES clássico apresenta a desvantagem de emitir CO2 devido ao processo de combustão para fornecer calor durante a fase de descarga. Para contrariar este problema, foram estudados novos sistemas de armazenamento de ar comprimido, o chamado sistema avançado de 130 armazenamento adiabático de ar comprimido. O calor que no sistema clássico era libertado para a atmosfera durante a fase de compressão, no novo sistema é armazenado num sistema de armazenamento térmico. A vantagem deste sistema é a conversão de energia do ar comprimido em eletricidade sem envolver um processo de combustão [42]. Figura 49. Princípio do armazenamento de ar comprimido, onde (a) corresponde ao sistema CAES clássico e (b) corresponde ao sistema avançado de armazenamento adiabático de ar comprimido. Adaptado de: [42]. O tipo de armazenamento e a quantidade de ar que é possível armazenar afetam o custo dos sistemas CAES. Para armazenamento em grande escala, são necessários reservatórios de ar com grande capacidade. Os reservatórios podem localizar-se à superfície ou em profundidade, sendo que os reservatórios superficiais apresentam um custo inferior aos reservatórios no subsolo, contudo a capacidade de armazenamento e o tempo de descarga são inferiores [34, 42, 91, 92]. Como principais desvantagens deste sistema destacam-se a baixa eficiência, as elevadas dificuldades em implementar a tecnologia, os custos e os impactos ambientais associados [91, 92]. BOMBEAMENTO HIDRELÉTRICO O armazenamento através de bombeamento hidrelétrico, conhecido por Pumped Hydroelectric Storage (PHS), consiste no aproveitamento da energia potencial gravítica da água, armazenada em dois reservatórios localizados a alturas diferentes. Atualmente, este SAE é umas das tecnologias com maior capacidade de armazenamento, o que fornece segurança ao sistema elétrico [91]. O processo de funcionamento encontra-se ilustrado na Figura 50, e é o seguinte: as centrais hidrelétricas possuem turbinas reversíveis que funcionam como bombas. Durante o processo de armazenamento, as turbinas são as responsáveis por impulsionar a água presente no reservatório inferior para o reservatório superior. Usualmente, o período de armazenamento ocorre durante períodos fora de pico ou quando a necessidade de eletricidade é reduzida. Assim a energia que não é utilizada serve para 131 acionar a turbina. Nos períodos de descarga o fluxo de água é revertido, isto é, o reservatório superior é esvaziado e a água é coletada no tanque inferior, passando pela turbina para gerar eletricidade [34, 39, 42]. Figura 50. Ilustração do funcionamento do sistema de armazenamento de bombeamento hidrelétrico. Adaptado de: [42]. A capacidade de armazenamento é diretamente proporcional ao volume de água armazenada no reservatório superior e à diferença de altura dos reservatórios. Estes parâmetros são a principal desvantagem desta tecnologia, uma vez que é necessário encontrar locais que se adequem a estes requisitos [42]. VOLANTES DE INÉRCIA O sistema de armazenamento volantes de inércia, mais conhecido por flywheels , armazena a energia sob a forma de energia cinética. Durante o processo de armazenamento, a eletricidade que não é consumida durante as horas de menor demanda alimenta um motor elétrico que gira e faz aumentar a velocidade do volante, convertendo a energia elétrica em energia cinética. No processo de descarga, a energia elétrica é obtida através do mesmo motor, que funciona como um gerador para produzir eletricidade, fazendo o volante perder velocidade e convertendo a energia rotacional de volta em energia elétrica (Figura 51) [34, 39, 40, 91]. Neste caso, o armazenamento de energia varia de acordo com a velocidade a que gira o volante e com a massa deste, sendo que quanto maior o disco, maior a inércia, logo mais energia acumulada. Este tipo de tecnologia é mais usado para situações de elevada potência e curta duração [42, 93]. 132 Figura 51. Esquema do sistema de armazenamento volantes de inércia. Adaptado de: [42]. As principais vantagens deste sistema de armazenamento são a resposta rápida, a facilidade de armazenar grandes quantidade de energia, tempo de vida longo, impacto ambiental reduzido e a possibilidade de ciclos de carga e descarga infinitos. Contudo, não podem armazenar energia por longos períodos de tempo devido às perdas por atrito e apresentam baixa densidade energética. As perdas por atrito podem ser reduzidas ao proporcionar uma atmosfera controlada (ou vácuo), porém aumentam o investimento e o custo e necessitam de mais energia para manter o sistema em operação [39, 93]. ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA O armazenamento de energia elétrica pode ser obtido na forma eletrostática, como é o caso dos capacitores e supercapacitores, ou armazenamento magnético, que inclui armazenamento de energia magnética supercondutora [34]. Um capacitor é um dispositivo que armazena energia acumulando cargas positivas e negativas. Os capacitores possuem dois elétrodos separados por um material isolante chamado dielétrico, usualmente feito de vidro, cerâmica ou filme plástico. Nos capacitores, a energia é armazenada num campo elétrico produzido por cargas opostas, que ocorrem na superfície dos elétrodos quando é aplicada tensão. Comparados às baterias, os capacitores podem ser carregados mais rápido e apresentam maior potencia específica, contudo apresenta uma taxa de auto-descarga elevada e uma menor densidade de energia [34]. Por sua vez, os supercapacitores possuem dois elétrodos de metal com uma superfície de carbono, separados por uma membrana porosa imersa numa solução eletrolítica. A solução eletrolítica funciona 133 como um isolante eletrónico e um condutor iónico. Em comparação com as baterias, os supercapacitores têm ciclos de vida maiores e densidade de potência mais alta. Deste modo, para situações em que é necessário armazenar muita energia num curto período, eles são ideais. Os supercapacitores apresentam valores de eficiência elevados devido à baixa resistência e tem a vantagem de poder ser carregados e descarregados mais rapidamente que as baterias, devido ao rápido transporte de iões da solução para a superfície do elétrodo [34]. Relativamente aos sistemas de armazenamento de energia magnética, é aplicado um campo magnético gerado dentro de uma bobina supercondutora de forma a armazenar energia elétrica. É um sistema com capacidade de libertar energia rapidamente, apresenta reduzidas perdas de energia e eficiência energética elevada. Além disso, este sistema possui uma tecnologia de potência elevada, contudo é cara e com baixa densidade de energia [34]. ARMAZENAMENTO DE ENERGIA TÉRMICA Os sistemas de armazenamento de energia térmica podem ser divididos em sistemas de baixa temperatura e alta temperatura [34]. O sistema de armazenamento de baixa temperatura usado para produzir eletricidade é o armazenamento de energia criogénica. Trata-se de uma energia em desenvolvimento que utiliza a energia proveniente de fontes renováveis para gerar um fluido criogénico que pode ser empregue numa máquina de calor criogénica para gerar eletricidade [34]. Quanto às tecnologias de armazenamento de energia de alta temperatura, são divididas em calor sensível ou latente. O sistema de armazenamento de calor sensível aplica o aquecimento de meios, como acumuladores de vapor e água quente, rochas quentes, grafite, entre outros, para armazenar energia sem mudança de fase do meio. Quando necessário, o calor é recuperado para produzir vapor de água e acionar o sistema. Os custos de desenvolvimento deste sistema são baixos e a fabricação é simples, o que o torna um método atrativo. Porém, a densidade de energia deste sistema é inferior quando comparado com as restantes tecnologias térmica [34]. O sistema de armazenamento de calor latente utiliza materiais que mudam de fase a alta temperatura para produzir calor, como parafina, metais e sais inorgânico. Perante temperaturas constantes, os sólidos são transformados em líquido durante o armazenamento de energia e regressam ao estado sólido durante a recuperação desta. O calor é transferido através de um fluído de transferência de calor, para posteriormente ser usado para produzir energia [34]. 134 ARMAZENAMENTO DE ENERGIA QUÍMICA O armazenamento de energia química pode ser dividido em energia eletroquímica e termoquímica. Ao armazenamento de energia eletroquímica estão associadas as baterias convencionais (como chumbo-ácido e ião de lítio) e as baterias de fluxo (como zinco-bromo e vanádio redox). Quando às opções de armazenamento termoquímico, estão associadas tecnologias como hidrogénio [34]. POWER-TO-GAS (P2G) De forma geral, o armazenamento de energia Power-to-Gas consiste na conversão de energia elétrica em energia química. A eletricidade produzida através das fontes renováveis é convertida em hidrogénio (H2) através do processo de eletrólise da água. O H2 produzido é armazenado em tanques de pressão, podendo ser injetado na rede de gás natural. Em períodos de necessidade, o processo pode ser reconvertido, transformando o H2 de volta em eletricidade, através de uma célula de combustível ou um motor de combustão responsáveis por fazer essa conversão. Para além de usar o H2 na rede elétrica, este também pode ser usado como combustível para transportes ou para produção de metano. A Figura 52 é uma ilustração do conceito do processo Power-to-Gas , onde estão identificadas algumas das aplicações associadas a este sistema [36, 37]. O processo de P2G apresenta algumas vantagens quando comparado com outras formas de armazenamento de energia, destacando o facto de o hidrogénio poder ser usado em vários setores, como redes de energia elétrica, redes de gás natural, combustível para transportes, e ainda pode ser transportado através da rede de gás natural existente. Para além disso, enquanto o custo associado às baterias aumenta consoante a quantidade de energia armazenada, o custo do P2G é independente desta variação. Outro fator a favor dos sistemas P2G é a possibilidade de desenvolvimento desta tecnologia, que poderá ter um impacto muito positivo na economia e no ambiente, uma vez que se trata de uma boa alternativa para armazenar a energia excedente com emissões quase zero de GEE e baixos níveis de ruído [36, 37]. Ao analisar a Figura 14, é possível verificar que a tecnologia P2G apresenta maior duração e capacidade de armazenamento. Os sistemas de armazenamento por ar comprimido e por bombeamento hidrelétrico são semelhantes a este, contudo o P2G apresenta a vantagem de poder utilizar a rede de gás natural existente, bem como as referidas anteriormente [36]. 135 Figura 52. Ilustração das aplicações do processo Power-to-Gas. Adaptado de: [36]. Apesar das vantagens referidas, esta tecnologia apresenta uma possível consequência negativa associada ao fornecimento de energia renovável. Com o desenvolvimento desta tecnologia, a energia proveniente de fontes renováveis pode não ser suficiente para cobrir o processo de eletrólise. Ou seja, se a energia utilizada para a eletrólise for gerada a partir de combustíveis fósseis, o processo leva a emissões de GEE e deixa de ser sustentável. De forma a garantir que o processo é amigo do ambiente, é necessário usar quase 100% de energia renovável na produção de H2. Isso é possível se a eletricidade da rede for usada com um certificado de que as fontes de energia renováveis cobrem quase 100% da produção, ou se a eletricidade vier das próprias fontes de energia renováveis, como parques eólicos e fotovoltaicos [36]. BATERIAS As baterias são dispositivos capazes de converter a energia química em energia elétrica e viceversa, por meio de reações químicas. A capacidade usada numa bateria, também denominada profundidade de descarga, pode afetar a vida operacional da mesma e é expressa em potência (geralmente em kW ou MW). A performance, o desempenho, o custo e a vida útil das baterias podem ser afetados pela temperatura ambiente, pelo serviço e condições ao qual são submetidas. A vida operacional da bateria é medida em ciclos ou em anos e corresponde ao número de vezes (ciclos) que esta pode ser carregada e descarregada sem afetar o seu desempenho [38, 42].